Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги
- ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:57184-14
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 476 п. 54 от 16.04.2014 |
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 и мощности ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325H (№ 44626-10 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации времени (УСВ) на базе приемника GPS-сигналов 35HVS, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), а также
Лист № 2
Всего листов 12 совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня и её передачу на уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- разграничение прав доступа к информации.
3 -й уровень - комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК) (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (№ в Госреестре СИ 45048-10), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- синхронизация показаний часов от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
Первичные фазные 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
Лист № 3
Всего листов 12
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
УСПД автоматически один раз в 30 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение информации, полученной от счетчиков электроэнергии. Результаты измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных.
Уровень ИВКЭ обеспечивает передачу результатов измерений и журналов событий на уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».
В качестве основного и резервного канала связи между ИВКЭ АИИС КУЭ и ИВК ОАО «ФСК ЕЭС» используется промышленная локальная сеть Ethernet с поддержкой протокола TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию показаний часов. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ на базе приемника GPS-сигналов 35HVS.
Коррекция показаний встроенных часов осуществляется при синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ 35HVS. Синхронизация времени происходит непрерывно.
Сличение показаний часов УСПД с показаниями часов УСВ происходит при каждом сеансе, но не реже 1 раза в сутки.
Сличение показаний часов счетчиков электроэнергии с показаниями часов УСПД происходит при каждом обращении к счетчику электроэнергии, но не реже одного раза в 60 минут. Коррекция происходит при расхождении показаний часов счетчиков электроэнергии и УСПД на величину более ±2 с.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает +5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- УСПД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО из состава комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК) (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Защита измерительной информации обеспечивается паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО - С, согласно МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 12
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алго
ритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификационное наименование программного обеспечения (имя файла) | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (МЕТРОСКОП) | 1.00 | D233ED6393702747 769A45DE8E67B57E | DataServer.exe, Data- Server_USPD.e xe | MD5 |
Примечание: контрольная сумма берется от склейки файлов.
Технические характеристики
Состав ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в
таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||||
№ ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ШСВ 220 кВ (QK1E) | TOROID 1000/1 к.т. 0,2S; № в Гос-реестре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/Д к.т. 0,2; № в Госеестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 |
2 | ВЛ 220 кВ Нижегородская-Заречная (W3E) | TOROID 500/1 к.т. 0,2S; № в Гос-реестре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/V3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 | |
3 | Ввод 220 кВ АТ1 | TOROID 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/V3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 | |
4 | ВЛ 220 кВ Луч-Заречная № 1 (W5E) | TOROID 500/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/V3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 |
№ ИК | Наименование ИК | Состав первого уровня ИК | УСПД | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
5 | ВЛ 220 кВ Ока-Заречная (W7E) | TOROID 200/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/^3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 | |
6 | Ввод 220 кВ АТ2 | TOROID 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/V3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 | |
7 | ВЛ 220 кВ Луч-Заречная № 2 (W9E) | TOROID 500/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 38355-08 | UDP 245 220000/^3/ 100/V3 к.т. 0,2; № в Госреестре 48448-11 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±0,5 ±1,3 | ±2,1 ±2,3 |
8 | ВЛ 110 кВ Сормов-ская-1 (W3G) | F35-CT 500/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
9 | ШСВ 110 кВ (QK1G) | F35-CT 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
10 | ВЛ 110 кВ Молитов-ская (W5G) | F35-CT 500/1 к.т. 0,2S; № Гос реестра 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
11 | ВЛ 110 кВ Заречная-2 (W6G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госре-естре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 |
№ ИК | Наименование ИК | Состав первого уровня ИК | УСПД | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
12 | ВЛ 110 кВ Блочная-12 (W7G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 |
13 | Ввод 110 кВ АТ1 | F35-CT 1500/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
14 | ВЛ 110 кВ Фреза-1 (W9G) | F35-CT 200/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
15 | ВЛ 110 кВ Кировская-1 (W11G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
16 | ВЛ 110 кВ Соцгород-ская (W12G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
17 | СВ 110 кВ (QC1G) | F35-CT 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
18 | СВ 110 кВ (QC2G) | F35-CT 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 |
№ ИК | Наименование ИК | Состав первого уровня ИК | УСПД | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
19 | ВЛ 110 кВ Редуктор-1 (W15G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
20 | ВЛ 110 кВ Кировская-2 (W16G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 |
21 | ВЛ 110 кВ Заречная-1 (W17G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
22 | ВЛ 110 кВ № 178 (W18G) | F35-CT 200/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
23 | Ввод 110 кВ АТ2 | F35-CT 1500/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
24 | ШСВ 110 кВ (QK2G) | F35-CT 1000/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 | |
25 | ВЛ 110 кВ № 116 (W21G) | F35-CT 400/1 к.т. 0,2S; № в Госрее-стре 50605-12 | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,4 ±2,5 |
Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||||
№ ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
26 | ВЛ 110 кВ ГАЗ-2 (W22G) | F35-CT 200/1 к.т. 0,2S; | EGK 145-3/VT1 110000/^3/ 100/\3 | Альфа А1800 к.т. 0,2S/0,5; | активная реактивная | ±0,8 | ±2,4 | |
№ в Госрее-стре 50605-12 | к.т. 0,5; № в Госреестре 41074-09 | № в Госреестре 31857-11 | ±1,6 | ±2,5 | ||||
27 | TN1 10 кВ (яч. 105) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
28 | Резерв 10 кВ (яч. 104) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
29 | Ввод 10 кВ АТ1 (яч. 103) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 |
30 | СР 10 кВ (яч. 101) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
31 | Ввод 10 кВ АТ2 (яч. 203) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
32 | TNX 10 кВ Хознужды (яч. 204) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 |
Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||||
№ ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
33 | TN2 10 кВ (яч. 205) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
34 | Резерв 10 кВ (яч. 206) | ТЛО-10 150/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 25433-11 | ЗНОЛ 10000/^3/ 100/V3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,7 ±5,1 | |
35 | TN1 0,4 кВ | ТСН 1500/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 26100-03 | - | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | RTU-325H № в Госреестре 44626-10 | активная реактивная | ±1,0 ±2,2 | ±5,5 ±5,0 |
36 | TN2 0,4 кВ | ТСН 1500/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 26100-03 | - | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,2 | ±5,5 ±5,0 | |
37 | TNX 0,4 кВ Хознужды | ТСН 1500/5 к.т. 0,5S; № в Госрее-стре 26100-03 | - | Альфа А1800 к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 31857-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,2 | ±5,5 ±5,0 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном; 0,5 инд <cos9 < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
- устройство сбора и передачи данных - хранение графика средних мощностей за 30 мин. в течении 45 суток;
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 37 | |
Трансформатор тока ТСН | 9 | |
Трансформатор тока ТЛО-10 | 24 | |
Трансформатор тока F35-CT | 57 | |
Трансформатор тока TOROID | 24 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ | 6 | |
Трансформатор напряжения EGK 145-3/VT1 | 12 | |
Трансформатор напряжения UDP 245 | 24 | |
УСПД RTU-325H | 1 | |
Устройство синхронизации времени 35HVS | 1 | |
GSM-Модем Teleofis RX100-R | 1 |
Специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | 1 | |
Методика поверки ИЭН 1980-13.00.МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1980-13.00.ИЭ | 1 | |
Паспорт ИЭН 1980-13.00.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ИЭН 1980-13.00.МП «ГСИ. ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 14.02.2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрических многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018.МП;
- для устройства сбора и передачи данных RTU-325H - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466215.005.МП;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЭН 1980-13.00.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
Лист № 12
Всего листов 12
ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.