Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная
| Номер в ГРСИ РФ: | 66735-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная (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 | 66735-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66735-17: Описание типа СИ | Скачать | 121.2 КБ | |
| 66735-17: Методика поверки РТ-МП-4092-500-2016 | Скачать | 4.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная (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 220 кВ Латная ПАО «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), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - 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), коммутационное оборудование, в состав которого входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
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 Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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 измерительным линиям связи поступают на выходы 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «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 ± 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 ±2 с.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО ИВК 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 ИВК 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 |
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 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
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 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-7 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 748-А; 748-В; 748-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461194 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
2 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-8 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 750-А; 750-В; 750-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980330; 980324; 980295 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460738 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-25 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 1727-А; 1727-В; 1727-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460739 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
4 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-26 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 1701-А; 1701-В; 1701-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980330; 980324; 980295 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460741 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
5 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-29 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 10911; 10912; 10910 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460740 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
6 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110-30 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 10913; 10914; 10915 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980330; 980324; 980295 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460742 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОВ-110 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 10916; 10917; 10918 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460743 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
8 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, Ввод 110 кВ АТ-2 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 804-А; 804-В; 804-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980330; 980324; 980295 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472406 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
9 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, Ввод 110 кВ АТ-3 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 2433-А; 2433-В; 2433-С Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471328 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Латная-Родина |
ТВ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 52-А; 52-В; 52-С Г осреестр № 58640-14 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 980278; 980334 Г осреестр № 14205-94 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 30317 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 113.23.27.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01603286 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
11 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, КТП 10/0,4, 2 с.ш. 0,4 кВ, ТСН №4 0,4 кВ |
Т-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 29477; 29582; 72949 Г осреестр № 15764-96 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0801120318 Г осреестр № 36697-08 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
12 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, 2 сек 0,4 кВ, ТСН-35-2 |
ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 40002; 20008 Г осреестр № 1407-60 ТШ-20 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 15002 Г осреестр № 1407-60 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0104075152 Г осреестр № 27524-04 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
|
13 |
ПС 220/110/35/10 кВ Латная, 1 сек 0,4 кВ, ТСН-35-3 |
ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 15073; 80063; 60063 Г осреестр № 1407-60 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0104075094 Г осреестр № 27524-04 |
TK16L.31 зав. № 00039-201797-824 Г осреестр № 36643-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
COSф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
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 - 4, 8, 9 (Счетчик 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 | |
|
5 - 7, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
11 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±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 |
Г раницы интер ИК при изме рабочих усл дове |
вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 — 4, 8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,6 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
5 - 7, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,0 |
±2,5 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,5 |
±2,6 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,6 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±2,9 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
12, 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,5 |
±1,2 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^Ih;
- 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-Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -!н1 до 1,2-Ih1;
- 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+||2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Ч,, 2 до 2-Ih2;
- 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.
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 EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 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
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТК-20 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТШ-20 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
1 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18.LL |
9 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 113.23.27.LL |
1 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.08 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
TK16L.31 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4092-500-2016 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.047.03.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4092-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.11.2016 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 электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для УСПД TK16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, 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 Латная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2009/500-RA.RU.311703-2016 от 25.11.2016 г.
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
