Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Крымская"
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
-
Скачать
61962-15: Описание типа СИСкачать125.1 Кб
- 04.07.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Крымская"
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Крымская» ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной и резервный каналы связи).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью
1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го у | ровней ИК | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Крымская-Неберджаевская 1 цепь | ТНДМ-110 кл. т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 6024-A; 6024-B; 6024-C Свид. № 206.1-14017-11; 206.1-14018-11; 206.1-14019-11 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Госреестр № 1188-84 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156761 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Крымская-Неберджаевская 2 цепь | ТВ-110/20 кл. т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 7030-A; 7030-B; 7030-C Госреестр № 3189-72 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156802 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Крымская-Крымск Тяговая 1 цепь | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 37263; 37256; 37310 Госреестр № 2793-88 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Госреестр № 1188-84 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156950 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Крымская-Крымск Тяговая 2 цепь | ТВ-110/20 кл. т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 9090-A; 9090-B; 9090-C Госреестр № 3189-72 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156934 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Крымская-Первомайская (Тоннельная) | ТНДМ-110 кл. т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 2986-A; 2986-B; 2986-C Свид. № 206.1-14029-11; 206.1-14030-11; 206.1-14031-11 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156935 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Крымская-Геленджик | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10505; 10506; 10507 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Госреестр № 1188-84 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156936 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 7 | ВЛ 110 кВ Крымская- КПТФ | ТНДМ-110 кл. т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 6072-A; 6072-B; 6072-C Свид. № 206.1-14026-11; 206.1-14027-11; 206.1-14028-11 | НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Госреестр № 14205-94 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156937 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 8 | ВЛ 35 кВ Крымская-Новоукраинская, яч.7 | ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 00403-12; 00405-12; 0040412 Госреестр № 40086-08 | ЗНОЛ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 00037-14; 00036-14; 00035-14 Госреестр № 54371-13 | A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01249992 Госреестр № 31857-11 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | КЛ -6 кВ Крымская-Западный К2 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 28179; 4828 Г осреестр № 1261-59 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156952 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 10 | КЛ 6 кВ Крымская-Комбинат3 К3 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 89494; 89676 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156951 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 11 | КЛ 6кВ Крымская-Комбинат4 К4 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 15697; 16555 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157038 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 12 | КЛ 6 кВ Крымская-Крымск К5 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 35531; 35781 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157039 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 13 | КЛ 6 кВ Крымская-Железная дорога. (яч 6) К6 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 78444; 59851 Г осреестр № 1856-63 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157041 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 14 | КЛ 6 кВ Крымская-Опытная станция К7 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 13966; 13925 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157040 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | КЛ 6 кВ Крымская-Железная дорога. (Яч 12) | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 01812; 99893 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156989 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 16 | КЛ 6 кВ Крымская-Город К13 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 91890; 00112 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156988 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 17 | ВЛ 35 кВ Крымская-3й подъем. Яч.8 | ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 00410-12; 00400-12; 0039812 Г осреестр № 40086-08 | ЗНОЛ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 00040-14; 00039-14; 00038-14 Г осреестр № 54371-13 | A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01249991 Г осреестр № 31857-11 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| 18 | КЛ 6 кВ Крымская -Абиннефть К8 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 42619; 42642 Г осреестр № 814-53 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156986 Г осреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| l1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 4, 5, 7 (Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5) | 1,0 | - | - | - | ±3,4 |
| 0,9 | - | - | - | ±4,4 | |
| 0,8 | - | - | - | ±5,5 | |
| 0,7 | - | - | - | ±6,8 | |
| 0,5 | - | - | - | ±10,6 | |
| 3, 9 - 16, 18 (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 | |
| 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 8, 17 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 2, 4, 5, 7 (Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) | 0,9 | - | - | - | ±12,0 |
| 0,8 | - | - | - | ±7,8 | |
| 0,7 | - | - | - | ±5,8 | |
| 0,5 | - | - | - | ±3,5 | |
| 3, 9 - 16, 18 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,7 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±4,4 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 8, 17 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -1н1 до 1,2-1н1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- 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 не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТНДМ-110 | 9 |
| 2 Трансформатор тока | ТВ-110/20 | 6 |
| 3 Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| 4 Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 3 |
| 5 Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-35 | 6 |
| 6 Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| 7 Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 14 |
| 8 Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| 9 Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 3 |
| 10 Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 3 |
| 11 Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ | 6 |
| 12 Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| 13 Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB -DW-4 | 16 |
| 14 Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALXQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| 15 Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 16 Методика поверки | РТ-МП-2431-500-2015 | 1 |
| 17 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.067.06.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2431-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.08.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» (Госреестр № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 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 220 кВ «Крымская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/180 от 10.06.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская»
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».