Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК
- ОАО "Воронежатомэнергосбыт", г.Воронеж
-
Скачать
59738-15: Описание типа СИСкачать165.1 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК
Основные | |
Тип | |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включает в себя сервер ИВК, GSM-модемы, устройство синхронизации времени УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 1-23 и №№ 31-35 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на многопортовый преобразователь Nport 5650-8DT. Далее по протоколу Ethernet сигнал поступает на маршрутизатор MikroTik
RB2011UAS-2HnD-IN, осуществляющий дальнейшую передачу данных по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, на маршрутизатор MikroTik RB2011UAS-2HnD-IN. Далее сигнал по протоколу Ethernet передается в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 24-27 и №№ 37-40 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приемника, входящего в состав УСВ-2.
Для синхронизации часов сервера ИВК используется УСВ-2. Сравнение показаний часов УСВ-2 и сервера происходит 1 раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Часы счетчиков синхронизируются с часами сервера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится независимо от наличия расхождений.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1а — Идентш | жкационные данные ПО «Энфорс Энергия+» | |||
Идентиф икационные признаки | Значение | |||
Идентификационное наименование ПО | admin2.exe | collector.exe | opcon2.exe | reports2.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.1.10 | 1.15.3 | 2.0.0.15 | 2.0.1.15 |
Цифровой идентификатор ПО | cf0a2cd5d9fcb3 38006e1639f009 e3d2 | 8ca36370c9c536 ac819f06ed528e 08d7 | 9de959c3951d4 74d36d8304b92 586b14 | 17a7183553eb0 8fd96c29970147 98f01 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||
Таблица 1б — Идентис | Э» У К С < с р о ф н «Э О П е ы н н а д е ы н н о и ц а к и л. | |||
Идентиф икационные признаки | Значение | |||
Идентификационное наименование ПО | calcformula.exe | dataproc.exe | enfadmin.exe | enfc_log.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.11.21 | 2.2.10.9 | 2.2.11.54 | 2.2 |
Цифровой идентификатор ПО | 542623e8ec74ee 2880c877a2faae 7a75 | 0dda008d66263 4737e9cd0efb1c c401e | c395dfc57b63f1 566dee94ae52f6 1385 | 34e8715a941c1f c9edc8c21b434d 83fa |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||
Таблица 1в — Идентис | жкационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ» | |||
Идентиф икационные признаки | Значение | |||
Идентификационное наименование ПО | enflogon.exe | ev_viewer.exe | loaddatafromtxt. exe | newm51070.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 | 2.2 | 2.3.0.2 | 2.3 |
Цифровой идентификатор ПО | e1f8036da67eea f9fa0a7339595c c3dc | 4e5e898daf8680 d769a37a45cedb 891b | 4cfa9cb2295da2 7cf2e35cabb60c b224 | c33396a461e1df fe3c168f5a8d91 31d6 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1г — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентиф икационные признаки | Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО | newmedit. exe | newopcon. exe | newreport s.exe | m80020.e xe | opcontrl.e xe | tradegr.ex e |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.12.17 | 2.2.12.23 | 2.2.11.60 | 2.3.1.2 | 2.2.22 | 2.2.11.15 |
Цифровой идентификатор ПО | 470fbe647 6d370b7b 8a84e3cd2 2380a2 | d1c09241 c24b2d7b b8a62a3e5 b7758b4 | 08232642 4e183d44 cea75baa2 793c55d | d767f6966 7ebfd141a 05375023 d04f45 | ba25369a 77db1606 b45b5504 458e0dd2 | ba5955e5 9653fb357 213ac924 6cea2a7 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 110 кВ ЗАК и их основные метрологические характеристики_
Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.13 | ТШЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №00113 Зав. №00118 Зав. №00116 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108054144 | HP DL320е G8 Зав. №CZ140500 A | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 3,0 ± 5,1 |
2 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.35 | ТШЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав. №00119 Зав. №00120 Зав. №00121 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108055040 | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 3,0 ± 5,1 | |
3 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.14 | ТШЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав. №00122 Зав. №00124 Зав. №00125 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7434 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108054219 | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 3,0 ± 5,1 | |
4 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ IV с.ш. яч.32 | ТШЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №00127 Зав. №00131 Зав. №00137 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2369 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108051032 | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 3,0 ± 5,1 | |
5 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ СН | Т-0,66 У3 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №584923 Зав. №584920 Зав. №584917 | — | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №04051253 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,3 | |
6 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.3 | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6430 Зав. №6429 Зав. №6428 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053021 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
7 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.49 | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6427 Зав. №6426 Зав. №6425 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053054 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
8 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.23 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №27101 Зав. №27074 Зав. №27118 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810125410 | HP DL320е G8 Зав. №CZ140500 A | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,8 |
9 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.45 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5S Зав. №27102 Зав. №27103 Зав. №27072 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810125270 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,8 | |
10 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.8 | ТЛО-10 75/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6404 Зав. №6405 Зав. №6406 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7434 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053077 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
11 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ IV с.ш. яч.40 | ТЛО-10 75/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6407 Зав. №6408 Зав. №6409 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2369 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053097 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
12 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.18 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6708 Зав. №6707 Зав. №6706 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7434 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053070 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
13 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ IV с.ш. яч.28 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6709 Зав. №6710 Зав. №6711 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2369 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108050118 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
14 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.21 | ТПЛ-10-М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №5218 Зав. №5221 Зав. №5210 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108052102 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
15 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.31 | ТПЛ-10-М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №7694 Зав. №5216 Зав. №7698 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053016 | HP DL320е G8 Зав. №CZ140500 A | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,4 |
16 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.5 | ТПЛ-10с 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №0424 ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №10479 ТПЛ-10с 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №0427 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108054076 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,4 | |
17 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.51 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №23025 Зав. №8860 Зав. №23117 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108053090 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,4 | |
18 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.1 | ТЛО-10 50/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6690 Зав. №6689 Зав. №6688 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053149 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
19 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.47 | ТЛО-10 50/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6693 Зав. №6692 Зав. №6691 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053128 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
20 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.4 | ТЛО-10 30/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6434 Зав. №6435 Зав. №6436 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7434 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053113 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | |
21 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.6 | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6421 Зав. №6420 Зав. №6419 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053030 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | ||
22 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ IV с.ш. яч.30 | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6424 Зав. №6705 Зав. №6704 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2369 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053028 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
23 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ I с.ш. яч.7 | ТЛО-10 75/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6418 Зав. №6417 Зав. №6416 | НТМИ-10-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2161 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053002 | HP DL320е G8 Зав. №CZ140500 A | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 |
24 | РП 10/0,4 кВ I с.ш. яч.1 | ТОЛ-НТЗ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №08034 Зав. №07941 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Зав. №68817 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810125353 | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,2 | ± 3,3 ± 5,7 | |
25 | РП 10/0,4 кВ II с.ш. яч.5 | ТОЛ-НТЗ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №08068 Зав. №07942 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810125298 | Актив ная Реак тивная | ± 1,1 ± 2,2 | ± 3,3 ± 5,7 | ||
26 | ТП-23 10/0,4 кВ РУ 0,4 кВ яч. 1 | Т-0,66 М У3 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №957224 Зав. №003251 Зав. №957221 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №09288754 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,6 | |
27 | ТП-23 10/0,4 кВ РУ 0,4 кВ яч. 2 | Т-0,66 М У3 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №065636 Зав. №065637 Зав. №065640 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №09287782 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,6 | |
31 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.10 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №2962 Зав. №20855 ТПЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №68449 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7434 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053053 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,4 | |
32 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ III с.ш яч.22 | ТЛО-10 30/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6431 Зав. №6432 Зав. №6703 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108053011 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | ||
33 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ IV с.ш. яч.38 | ТЛО-10 75/5 Кл. т. 0,5 S Зав. №6410 Зав. №6696 Зав. №6412 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2369 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108053081 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
34 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.41 | ТПЛ-10 30/5 Кл. т. 0,5 Зав. №64917 Зав. №60583 Зав. №5260 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1879 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810092616 | HP DL320е G8 Зав. №CZ140500 A | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
35 | ПС ЗАК 110/10/10 кВ РУ-10 кВ II с.ш. яч.43 | ТЛО-10 75/5 Кл. т. 0,5S Зав. №6415 Зав. №6414 Зав. №6413 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108053064 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 6,9 | ||
37 | РП-2 10 кВ РУ 10 кВ I с.ш. яч.5 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №10221 Зав. №10856 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №3408 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802130115 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 | |
38 | РП-2 10 кВ РУ 10 кВ I с.ш. яч.9 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №16028 Зав. №67755 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802130002 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 | ||
39 | РП-2 10 кВ РУ 10 кВ II с.ш. яч.22 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №106162 Зав. №10671 | НТМИ-10-66У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №3206 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802130010 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 | |
40 | РП-2 10 кВ РУ 10 кВ II с.ш. яч.26 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №10684 Зав. №10074 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802130162 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) ин; ток (1,0 - 1,2) bi; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)^; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0(0,5 -
0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 40°С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)fe2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М от минус 40°С до плюс 60°С;
- температура окружающего воздуха для счётчиков Меркурий 230 от минус 40°С до плюс 55°С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Ьюм cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от
0 °С до плюс 35°С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения на счетчике;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента | Тит компонента | № Г осреестра | Количество |
Трансформаторы тока | ТШЛП-10 | 19198-05 | 12 |
Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 51179-12 | 3 |
Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 25433-03 | 39 |
Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 25433-06 | 6 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 6 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 4 |
Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 36382-07 | 6 |
Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 1 |
Трансформаторы тока проходные с изоляцией | ТПЛ-10 | 1276-59 | 17 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 22192-07 | 6 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10c | 29390-05 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 23345-07 | 2 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 25 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 8 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Методика поверки | — | — | 1 |
Формуляр | — | — | 1 |
Руководство по эксплуатации | — | — | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59738-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии Меркурий 230 (Госреестр № 23345-07) - согласно «Методике поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки»
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.10 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 110 кВ ЗАК», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ ЗАК
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.