Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Махачкала"
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:57315-14
- 22.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Махачкала"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 605 п. 34 от 14.05.2014 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Махачкала» (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 330 кВ «Махачкала» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый 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 - Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, входящим в состав УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) 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 на базе приемника GPS; 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 обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сеть (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, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного 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 протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с.
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 - Сведения о программном обеспечении
| 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 ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.
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 ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрическо й энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ "Махачкала", ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС-Махачкала, В-322 | ТФУМ 330А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 3353; 3355; 2899 Госреестр № 4059-74 СА 362 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 0912129/2; 0912129/3; 0912129/1 Госреестр № 23747-02 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/\3)/10)0/\3) Зав. № 1041227; 1041237; 1041255 Г осреестр № 1443-61 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386647 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреест № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 330 кВ "Махачкала", Ввод ВЛ 110 кВ Махачкала -Манас-тяговая (ВЛ-110-142) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 2738; 2729; 2733 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041082; 1041098; 1041099 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386649 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 3 | ПС 330 кВ "Махачкала", ОВ-110 | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав. № 1218; 1202; 1224 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386659 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 4 | ПС 330 кВ "Махачкала", Ввод ВЛ 110 кВ Махачкала - ГПП (ВЛ-110-144) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4081; 4087; 4090 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386399 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 5 | ПС 330 кВ "Махачкала", Ввод ВЛ 110 кВ Махачкала -КТЭЦ (ВЛ-110125) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 1231; 1259; 1258 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386401 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 6 | ПС 330 кВ "Махачкала", ВводВЛ 110 кВ Махачкала -КТЭЦ (ВЛ-110126) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 2736; 2761 Госреестр № 2793-71 ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 9108 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386400 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС 330 кВ "Махачкала", Ввод ВЛ 110 кВ Махачкала -Восточная (ВЛ110-173) | ТФЗМ-110Б кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 15181; 15182; 15180 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7100/^3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386460 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 8 | ПС 330 кВ "Махачкала", Ввод ВЛ 110 кВ Махачкала - ГПП (ВЛ-110-145) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 3997; 4006; 4022 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041102; 1041085; 1041080 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386461 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 9 | ПС 330 кВ "Махачкала", ввод ВЛ 110 кВ Махачкала -Изберг-северная (ВЛ-110-113) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 1221; 1240; 1222 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/100/V3) Зав. № 1041082; 1041098; 1041099 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386646 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 10 | ПС 330 кВ "Махачкала", яч. КЛ-10 кВ №1 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 6883; 6188 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 599 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386458 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 11 | ПС 330 кВ "Махачкала", яч. КЛ-10 кВ №2 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 3892; 6656 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 599 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386648 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 12 | ПС 330 кВ "Махачкала", яч. КЛ-10 кВ №5 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1068; 1355 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 5766 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386459 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ПС 330 кВ «Махачкала», ТСН-3 ввод 0,4 кВ | ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 876708 Госреестр № 1407-60 ТШ-20 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 816389; 846493 Госреестр № 1407-60 | - | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157366 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 14 | ПС 330 кВ «Махачкала», яч. КЛ-10 кВ №8 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1743; 1471 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 599 Г осреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386305 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 15 | ПС 330 кВ "Махачкала", КЛ-10 кВ №7 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 6351; 7157 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 5766 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386398 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 16 | ПС 330 кВ "Махачкала", яч. КЛ-10 кВ №4 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2035; 1374 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 599 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386304 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
| 17 | ПС 330 кВ "Махачкала", яч. КЛ-10 кВ №6 | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 3469; 4917 Госреестр № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 5766 Госреестр № 11094-87 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01189054 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081953 Г осреестр № 17049-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% — I изм< I 5 % | I5 %—I u3m<I 20 % | I20 %—Iu3m<I100% | I100 %—Iu3m—I120% | ||
| 1 - 6, 8, 9, (Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,2 | |
| 7 (Счетчики 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 10 - 12, 14 - 17 (Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,7 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,2 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,4 | ±1,0 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
| 13 (Счетчики 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,4 | ±0,9 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 | |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% — I изм< I 5 % | I5 %—I u3m<I 20 % | I20 %—Iu3m<I100% | I100 %—Iu3m—I120% | ||
| 1 — 6, 8, 9, (Счетчики 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | |
| 7 (Счетчики 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 10 - 12, 14 - 17 (Счетчики 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | - | ±4,2 | ±2,2 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±3,3 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,2 | ±0,9 | |
| 13 (Счетчики 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | - | ±4,2 | ±2,1 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,3 | ±1,6 | ±1,1 | |
| 0,5 | - | ±2,3 | ±1,2 | ±0,8 | |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% — I изм< I 5 % | I5 %—I u3m<I 20 % | I20 %—Iu3m<I100% | I100 %—Iu3m—I120% | ||
| 1 - 6, 8, 9, (Счетчики 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 | |
| 7 (Счетчики 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 | |
| 10 - 12, 14 - 17 (Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | |
| 13 (Счетчики 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,2 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% — I изм< I 5 % | I5 %—I u3m<I 20 % | I20 %—Iu3m<I100% | I100 %—Iu3m—I120% | ||
| 1 — 6, 8, 9, (Счетчики 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | |
| 7 (Счетчики 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 10 - 12, 14 - 17 (Счетчики 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | - | ±4,2 | ±2,2 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±3,3 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,2 | ±0,9 | |
| 13 (Счетчики 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | - | ±4,2 | ±2,1 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,3 | ±1,6 | ±1,1 | |
| 0,5 | - | ±2,3 | ±1,2 | ±0,8 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а
погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы соответствующие вероятности 0,95.
3 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
4 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-!н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, 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;
- счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 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 времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - 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 3 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование СИ | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 ТТ | ТФУМ 330А-У1 | 3 |
| 2 ТТ | СА 362 | 3 |
| 3 ТТ | ТФНД-110М | 20 |
| 4 ТТ | ТФЗМ-110Б-ШУ1 | 1 |
| 5 ТТ | ТФЗМ-110Б | 3 |
| 6 ТТ | ТЛМ-10 | 14 |
| 7 ТТ | ТК-20 | 1 |
| 8 ТТ | ТШ-20 | 2 |
| 9 ТН | НКФ-330-73 | 3 |
| 10 ТН | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| 11 ТН | НАМИ-10 | 2 |
| 12 Счетчик | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 17 |
| 13 УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 14 Методика поверки | МП 1826/500-2014 | 1 |
| 15 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.065.05.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1826/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Махачкала». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 03.03.2014 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой "ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
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 330 кВ «Махачкала»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/005-2014 от 19.03.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 с изм. "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".
4 ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5 ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.