Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ "Новозыбков"
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59114-14
- 25.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ "Новозыбков"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 1911 п. 26 от 26.11.2014 |
| 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 110 кВ «Новозыбков» (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 110 кВ «Новозыбков» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительный комплекс (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й 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;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3 -й 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 Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) 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
Лист № 2
Всего листов 11 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 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 осуществляется ручной сбор.
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 Северо-Запада 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 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
| Идентификацион ное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» | № 1.00 | D233ED6393702747769 A45DE8E67B57E | ПО АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Новозыбков» | MD5 |
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 -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
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 | ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Новозыбков - Залинейная | ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 6080-А; 6080-В; 6080-С Госреестр № Св.№ 206.1-14460-13 | НКФ-110 кл.т 1,0 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 805488; 805478; 805466 Госреестр № 26452-06 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36109393 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Новозыбков - Климово I цепь | ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2775-А; 2775-В; 2775-С Госреестр № 4462-74 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1453; 1330; 1388 Госреестр № 24218-03 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36109073 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 3 | ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Новозыбков - Климово II цепь | ТВ-110/20 кл.т 1,0 Ктт = 300/5 Зав. № 4667-В; 4667-С Госреестр № 4462-74 | НКФ-110 кл.т 1,0 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 805488; 805478; 805466 Госреестр № 26452-06 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113979 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 4 | ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Новозыбков - Шеломы | ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 100/5 Зав. № 5563-А; 5563-В; 5563-С Госреестр № Св.№ 206.1-28836-13 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1453; 1330; 1388 Госреестр № 24218-03 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36109101 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 5 | ВЛ 6 кВ ф.604 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 23342; 18758 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 503 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36109112 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 6 | ВЛ 6 кВ ф.610 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 15646; 15504 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113959 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 7 | ВЛ 110 кВ Гомель -Новозыбков с отпайкой на ПС Закопытье I цепь | ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4339; 4331; 4334 Госреестр № 23256-11 | НКФ-110 кл.т 1,0 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 805488; 805478; 805466 Госреестр № 26452-06 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36109116 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 8 | ВЛ 110 кВ Гомель -Новозыбков с отпайками II цепь | ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4342; 4341; 4326 Госреестр № 23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1453; 1330; 1388 Госреестр № 24218-03 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113917 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 9 | КЛ 6 кВ ф. 601 | ТПОФ кл.т 1,0 Ктт = 600/5 Зав. № 139486; 139473 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 503 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113772 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ВЛ 6 кВ ф. 602 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 74325; 71677 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 503 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36112639 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 11 | ВЛ 6 кВ ф. 603 | ТПОФ кл.т 1,0 Ктт = 600/5 Зав. № 139341; 139069 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 503 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113900 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 12 | ВЛ 6 кВ ф. 606 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 18129; 18203 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 503 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113840 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 13 | ВЛ 6 кВ ф. 607 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 84252; 84340 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113804 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 14 | КЛ 6 кВ ф. 608 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 47861; 53595 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36112784 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 15 | КЛ 6 кВ ф. 609 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 15646; 15504 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113914 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 16 | КЛ 6 кВ ф. 611 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 43465; 43464 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113948 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 17 | ВЛ 6 кВ ф. 612 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 18360; 18395 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36112728 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 18 | ВЛ 6 кВ ф. 613 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 73555; 1109 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36147193 Госреестр № 21478-09 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
| 19 | ВЛ 6 кВ ф. 615 | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 40515; 42469 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2087 Госреестр № 380-49 | SL 7000 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 36113706 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 03081980 Госреестр № 17049-04 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной п измерении активной электрической э условиях эксплуатации АИИС | огрешности ИК при нергии в рабочих КУЭ (5), % | |
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2, 4 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,2) | 1,0 | ±0,7 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,8 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 3 (Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 1,0) | 1,0 | ±3,5 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,9 | ±4,6 | ±2,6 | ±2,0 | |
| 0,8 | ±5,7 | ±3,2 | ±2,4 | |
| 0,7 | ±7,0 | ±3,8 | ±2,9 | |
| 0,5 | ±10,8 | ±5,8 | ±4,3 | |
| 1 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 1,0) | 1,0 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±2,6 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 5, 6, 10, 12 - 19 (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 | |
| 8 (Сч. 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 | |
| 7 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0) | 1,0 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | ±5,9 | ±3,7 | ±3,1 | |
| 9, 11 (Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 0,5) | 1,0 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,9 | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±5,5 | ±2,9 | ±2,1 | |
| 0,7 | ±6,8 | ±3,5 | ±2,5 | |
| 0,5 | ±10,6 | ±5,4 | ±3,8 | |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2, 4 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,2) | 0,9 | ±0,7 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,8 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,7 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,5 | ±0,4 | ±0,4 | ±0,4 | |
| 3 (Сч. 0,5; ТТ 1,0; ТН 1,0) | 0,9 | ±12,6 | ±6,8 | ±5,0 |
| 0,8 | ±8,6 | ±4,6 | ±3,5 | |
| 0,7 | ±6,7 | ±3,7 | ±2,8 | |
| 0,5 | ±4,9 | ±2,7 | ±2,1 | |
| 1 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 1,0) | 0,9 | ±2,9 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±2,0 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 5, 6, 10, 12 - 19 (Сч. 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 | |
| 8 (Сч. 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 | |
| 7 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0) | 0,9 | ±6,8 | ±4,2 | ±3,5 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,9 | ±2,5 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 9, 11 (Сч. 0,5; ТТ 1,0; ТН 0,5) | 0,9 | ±12,4 | ±6,3 | ±4,4 |
| 0,8 | ±8,4 | ±4,3 | ±3,0 | |
| 0,7 | ±6,6 | ±3,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,4 | ±1,7 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и Si(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^Ih;
- 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.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •IhI до 1,2-Ih1;
- 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^Uh2 до 1,1 •Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,0PIh2 до 1,2^Ih2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С 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.
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;
- счетчик электроэнергии SL 7000 - среднее время наработки на отказ 20 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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 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
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.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТНДМ-110 | 6 |
| 2 Трансформатор тока | ТВ-110/20 | 5 |
| 3 Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 4 |
| 4 Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| 5 Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| 6 Трансформатор тока | ТПОФ | 4 |
| 7 Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| 8 Трансформатор тока измерительный | ТВЛМ-10 | 10 |
| 9 Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 2 |
| 10 Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| 11 Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 3 |
| 12 Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| 13 Счетчик электрической энергии электронный многофункциональный | SL 7000 | 19 |
| 14 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 15 Методика поверки | МП 1938/500-2014 | 1 |
| 16 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.013.06.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1938/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Новозыбков». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в октябре 2014 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 SL 7000 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2004 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой "ГСИ. Комплекс программно-технический 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.
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 110 кВ «Новозыбков».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/114-2014 от 07.10.2014 г.
Нормативные документы
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".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.