Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан
| Номер в ГРСИ РФ: | 68209-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан (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 | 68209-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.РИК.010.22 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 68209-17: Описание типа СИ | Скачать | 136 КБ | |
| 68209-17: Методика поверки РТ-МП-4383-500-2017 | Скачать | 837.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан (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 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), 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 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).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос УСПД уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом Данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее -ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи. Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Биробиджан 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов 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 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 АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, СШ - 110 кВ, яч. №14 (С - 51) |
ТГМ-110 УХЛ-1 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 59982-15 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14205-94 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
2 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, СШ - 110 кВ, яч. №10 (С - 53) |
ТГМ-110 УХЛ-1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14205-94 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
3 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, СШ - 110 кВ, яч№3 (С - 55) |
ТГМ-110 УХЛ-1 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 59982-15 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60353-15 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
4 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, СШ - 110 кВ, яч.№6 (С - 56) |
ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 26422-04 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14205-94 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
5 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, СШ - 110 кВ, яч. №12 (С - 57) |
ТГМ-110 УХЛ-1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60353-15 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
6 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 110 кВ, ОСМВ - 110 кВ, яч. №15 |
ТГМ-110 УХЛ-1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14205-94 |
А1802ЯАЬ0- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. №5 (Т- 136) |
ТФЗМ-35 А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Г осреестр № 3690-73 |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 21257-06 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
8 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. №7 (Т - 138) |
ТФЗМ-35 А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 3690-73 |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 21257-06 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
9 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. №9 (Т- 137) |
ТФЗМ-35 А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 3690-73 |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 21257-06 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
10 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 35 кВ, 1с - 35кВ, яч. №11 (Т- 139) |
ТФЗМ-35 А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 3690-73 |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 21257-06 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
11 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ОРУ - 35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. №13 (Т - 134) |
ТФЗМ-35 А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 3690-73 |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 21257-06 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
12 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.2 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
13 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.5 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Госреестр № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
14 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.7 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.9 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Г осреестр № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
16 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.12 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
17 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.13 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
18 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.15 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
19 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1с - 6 кВ, яч.17 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
20 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.18 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
21 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.19 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт =100/5 Госреестр № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
22 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.21 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
23 |
ПС "Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.23 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
24 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.25 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
25 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2с - 6 кВ, яч.29 |
ТЛП-10-5 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 51621-12 |
А1802RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
26 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, шкаф учета №1 0,4 кВ от ПСН №21 - 0,4 кВ ТСН - 1 |
Т-0,66 М УЗ кл.т 0,5S Ктт = 30/5 Госреестр № 50733-12 |
- |
А1805RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
27 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, шкаф учета №2 0,4 кВ от ПСН №23 - 0,4 кВ ТСН - 2 |
Т-0,66 М УЗ кл.т 0,5S Ктт = 30/5 Госреестр № 50733-12 |
- |
А1805RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
28 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, Ввод МТС №1 |
- |
- |
А1820RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
29 |
ПС " Биробиджан" 220/110/35/6/0,4 кВ, Ввод МТС №2 |
- |
- |
А1820RАLQ- Р4СВ-Б1№-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
Номер ИК |
cos9 |
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<! 20 % |
I20 %£1изм<1100% |
I100 %£1изм£1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 6 (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 | |
|
3, 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
4, 7 - 11 (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 | |
|
12 - 25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
26, 27 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±4,9 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
28, 29 (Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
- |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,8 |
- |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
Номер ИК |
cos9 |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
S1(2)%, |
S5 %, |
S20 %■, |
S100 %■, | ||
|
I1(2)% £ I изм< I 5 % |
I5 %£I изм<! 20 % |
I20 %£1изм<1100% |
I100 %£1изм£1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,8 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,3 |
|
0,8 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
4, 7 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,4 | |
|
12 - 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,5 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
26, 27 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) |
0,9 |
±8,1 |
±4,5 |
±2,9 |
±2,7 |
|
0,8 |
±6,0 |
±3,5 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±5,1 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±4,3 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
28, 29 (Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±3,6 |
±3,3 |
±3,3 |
|
0,8 |
- |
±3,5 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,4 |
±3,2 |
±3,2 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<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^ин до 1,01 •ин
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2•Iн;
- 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/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2^н1;
- 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^н2 до 1,15^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 2^н2;
- 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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
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 |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-110 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У У1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35 А-У1 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-5 |
16 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
10 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М УЗ |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 |
25 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
А1805RАLQ-Р4GВ-DW-4 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
А1820RАLQ-Р4GВ-DW-4 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4383-500-2017 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.РИК.010.22ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4383-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.05.2017 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 «Альфа A1800» (регистрационный номер 31857-06) -по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» (регистрационный номер 31857-11) -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 УСПД RTU-325L - 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), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
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 количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан
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
