Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Вега"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Вега» (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 «Вега» 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) 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), 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 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 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 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) «Метроскоп» 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 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 ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра 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 ХМЬ, 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 ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по 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 50.2.077-2014.

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

ВЛ 110 кВ Вега -Алтыново I цепь (ВЛ 110 кВ Алтыново-1)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10256; 10257; 10258 Госреестр № 52261-12

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1068404; 1068422; 1068417 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471533 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Госреестр № 36643-07

2

ВЛ 110 кВ Вега -Алтыново II цепь (ВЛ 110 кВ Алтыново-2)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10259; 10260; 10261 Госреестр № 52261-12

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1068342; 1068284 Госреестр № 14205-94 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 6110 Госреестр № 26452-04

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471552 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

3

ВЛ 110 кВ Вега -Сельская I цепь (ВЛ 110 кВ Сельская-1)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10262; 10263; 10264 Госреестр № 52261-12

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1068404; 1068422; 1068417 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471551 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Госреестр № 36643-07

4

ВЛ 110 кВ Вега -Сельская II цепь (ВЛ 110 кВ Сельская-2)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10274; 20275; 10276 Госреестр № 52261-12

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1068342; 1068284 Госреестр № 14205-94 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 6110 Госреестр № 26452-04

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471532 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

5

МВ 110 кВ СОВ

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10277; 10278; 10279 Госреестр № 52261-12

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1068404; 1068422; 1068417 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471538 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

6

ячейка № 4 Водоочистные-1

ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 16484; 26295 Госреестр № 7069-02

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577435 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

7

ячейка ф.12 ЭМЗ

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 82745; 82747 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577437 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

8

ячейка ф.15 Н.П.О.

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 14436; 14136 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1766 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577471 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

9

ячейка ф.17 Г орсеть

ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 945; 1349 Госреестр № 7069-02

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1766 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577301 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

10

ячейка ф.19 УМПРЭО

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 66192; 66142 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1766 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577667 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

11

ячейка ф.22 Н.П.О.

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 3589; 3681 Госреестр № 2473-69

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577439 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

12

ячейка ф.24 Г орсеть

ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 1302; 1300 Госреестр № 7069-02

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577680 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

13

ячейка ф.29 Г орсеть

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 0638; 9350 Госреестр № 2473-69

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577666 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

14

ячейка Ф. 31 «Мясокомбинат»

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 66309; 66343 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 571683 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

15

ячейка № 33 В одоочистные-2

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 66170; 55315 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 571684 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

16

ячейка ф.34 Г орсеть

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 14161; 19011 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577441 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

17

ячейка ф.37 Родина

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 66156; 66398 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460912 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

18

ячейка ф.42 АБЗ

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 66387; 66339 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577262 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

19

ячейка ф.43 ЭМЗ

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 14111; 78185 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 571731 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

20

ячейка ф.44 мяс./ком.

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1304; 1301 Госреестр № 2473-69

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577681 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

21

ячейка ф.48 Родина

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 02862; 01283 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577457 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

22

ВЛ 220 кВ У гличская ГЭС (ГЭС-13) - Вега

ТВ-220/25 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1915-1; 1915-2; 1915-3 Госреестр № 3191-72

НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 37462; 37450; 37453 Госреестр № 14626-00

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471531 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Госреестр № 36643-07

23

ячейка ф.08 Чайка

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 4701; 0018 Госреестр № 2473-69

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577438 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

24

ячейка ф.13 Чайка

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 23579; 19900 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1766 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577478 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

25

ячейка ф.20 Чайка

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 20379; 20354 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1848 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577440 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

26

ячейка ф.35 Чайка

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 20392; 20355 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6101 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 571682 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

27

ячейка ф.46 Чайка

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 0951; 8752 Госреестр № 2473-69

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577800 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

28

ячейка ф.54 Чайка

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 9319; 9309 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6261 Госреестр № 2611-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577459 Госреестр № 25971-06

TC16L зав. № 006 Г осреестр № 36643-07

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

55 %,

520 %■,

5100 %,

I1(2)% £ 1 изм< 1 5 %

!-5 %£I изм< 20 %

I20 %£Iизм<I100%

I100 “/о^изм^ШУо

1

2

3

4

5

6

1 - 5

(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

6 - 28

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Номер ИК

cos9

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 %

!-5 %£I изм< 20 %

I20 %£Iизм<I100%

I100 %£Iизм£I120%

1 - 5

(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±5,7

±2,5

±1,9

±1,9

0,8

±4,4

±1,9

±1,5

±1,5

0,7

±3,8

±1,7

±1,4

±1,3

0,5

±3,2

±1,5

±1,2

±1,2

6 - 28

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,5

±2,5

±2,0

0,7

-

±3,6

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,8

±1,7

±1,4

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(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^^ до 1,01 •ин;

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

-    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^н1 до 1,1 ^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2Тн1;

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8/Цн2 до 1,15-U^; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 2Тн2;

-    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. Копии актов замены, оформленных согласно действующей НД, измерительных трансформаторов и счетчиков прилагать к настоящему описанию типа и считать их неотъемлемой частью настоящего описания типа.

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;

-    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.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1

2

3

1 Трансформатор тока

ТГФМ-110

15

2 Трансформатор тока

ТОЛ 10

6

3 Трансформатор тока

ТВЛМ-10

28

4 Трансформатор тока

ТЛМ-10

10

5 Трансформатор тока

ТВ-220/25

3

6 Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

5

7 Трансформатор напряжения

НКФ-110

1

8 Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

4

9 Трансформатор напряжения

НКФ-220-58

3

10 Счетчик электрической энергии многофункциональный

EPQS 111.21.18LL

28

11 Устройство сбора и передачи данных

TC16L

1

12 Методика поверки

РТ-МП-2496-500-2015

1

13 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.058.06.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2496-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Вега». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.08.2015 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

-    для УСПД TC16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TC16L 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 - 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 220 кВ «Вега». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/142-2015 от 22.05.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Вега»

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».

Развернуть полное описание