Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Тверицкая". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Москва г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Тверицкая"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Тверицкая"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Тверицкая"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Тверицкая» (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 «Тверицкая» ПАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую 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, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;

Второй 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 ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал 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 Центра 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 счетчика 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. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ± 1 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 - 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 уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ

№

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го уровня ИК

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

1

2

3

4

5

1

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Тверицкая с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Тверицкая-1)

ТФЗМ 110 Б-III кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 6326; 6274; 6385 Г осреестр № 26421-04

НКФ-110

кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 20499; 20524; 20369 Госреестр № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109050029 Госреестр № 27524-04

2

ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Тверицкая с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Тверицкая-2)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10180; 10181; 10182 Госреестр № 52261-12

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46149; 46143; 45320 Госреестр № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110050124 Госреестр № 27524-04

3

ВЛ 110 кВ Тверицкая-Уткино (ВЛ 110 кВ Уткинская)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10195; 10214; 10215 Госреестр № 52261-12

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46149; 46143; 45320 Госреестр № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110052025 Госреестр № 27524-04

4

ВЛ 110 кВ Т верицкая-Путятино (ВЛ 110 кВ Путятинская)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10253; 10255; 10251 Госреестр № 52261-12

НКФ-110

кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 20499; 20524; 20369 Госреестр № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051126 Госреестр № 27524-04

1

2

3

4

5

5

ВЛ 110 кВ Тверицкая-Аббакумцево I цепь (ВЛ 110кВ Аббакумцевская-1)

ТГФМ-110

кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10250; 10254; 10216 Госреестр № 52261-12

НКФ-110

кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 20499; 20524; 20369 Госреестр № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109050245 Госреестр № 27524-04

6

ВЛ 110 кВ Тверицкая-Аббакумцево II цепь (ВЛ 110кВ Аббакумцевская-2)

ТГФМ-110

кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10195; 10265; 10267 Госреестр № 52261-12

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46149; 46143; 45320 Госреестр № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110050244 Госреестр № 27524-04

7

ВЛ 110 кВ Тверицкая- Радуга I цепь (ВЛ 110 кВ Радуга-1)

ТГФМ-110

кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10194; 10266; 10252 Госреестр № 52261-12

НКФ-110

кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 20499; 20524; 20369 Госреестр № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1052389 Госреестр № 27524-04

8

ВЛ 110 кВ Тверицкая- Радуга II цепь (ВЛ 110 кВ Радуга-2)

ТГФМ-110

кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10270; 10268; 10269 Госреестр № 52261-12

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46149; 46143; 45320 Госреестр № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 12040293 Госреестр № 27524-04

9

ОВ 110 кВ

ТФЗМ 110 Б-III

кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 6395; 6393; 9869 Госреестр № 26421-04

НКФ-110

кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 20499; 20524; 20369 Госреестр № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1056581 Госреестр № 27524-04

10

ВЛ 35 кВ Тверицкая-Филинская №1 (ВЛ 35 кВ Филинская-1)

ТВ-35/40 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 Зав. № 1206-А; 1206В; 1206-С Госреестр № 3188-72

НОМ-35-66 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1380776; 1291049; 1291050 Госреестр № 187-70

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051191 Госреестр № 27524-04

1

2

3

4

5

11

ВЛ 35 кВ Тверицкая-Филинская №2 (ВЛ 35 кВ Филинская-2)

ТВ-35/40 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 Зав. № 12572 А; 12572 В; 12572 С Госреестр № 3188-72

НОМ-35-66 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1291048; 1291021; 1461982 Госреестр № 187-70

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051127 Госреестр № 27524-04

12

ВЛ 35 кВ ЛПК-Тверицкая с отпайкой на ПС Заволжская I цепь (ВЛ 35 кВ Заволжская-1)

ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 18921; 18922; 18923 Госреестр № 41967-09

НОМ-35-66 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1380776; 1291049; 1291050 Госреестр № 187-70

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051122 Госреестр № 27524-04

13

ВЛ 35 кВ ЛПК-Тверицкая с отпайкой на ПС Заволжская II цепь (ВЛ 35 кВ Заволжская-2)

ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 18924; 18925; 18926 Госреестр № 41967-09

НОМ-35-66 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1291048; 1291021; 1461982 Госреестр № 187-70

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051083 Госреестр № 27524-04

14

ячейка Ф.17 КЛ-17 с/х Рассвет

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 1580; 1996 Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ПТПП Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110052011 Госреестр № 27524-04

15

ячейка Ф.6 КЛ-6 Пестрецово

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 4455; 3470 Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5079 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051131 Госреестр № 27524-04

16

ячейка Ф.9 КЛ-9 ГСК - Тверицы

ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 11679; 11680; 11681 Госреестр № 25433-11

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1931 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051151 Госреестр № 27524-04

17

ячейка Ф.0,4 кВ ГСК Тверицы-2

ТОП-0,66 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 672545; 672549; 672544 Госреестр № 15174-06

-

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 04052566 Госреестр № 27524-04

1

2

3

4

5

18

ячейка Ф.0,4 кВ ГСК Форт

Т0П-0,66 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 672543; 672548; 672547 Госреестр № 15174-06

-

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108072242 Госреестр № 27524-04

19

ячейка Ф.1 КЛ-1 РП-36

Т0Л-СЭЩ-10

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 28673; 28674 Госреестр № 32139-06

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1931 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110052056 Госреестр № 27524-04

20

ячейка Ф.11 КЛ-11 РП-38

Т0Л-СЭЩ-10

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 30513; 30515 Госреестр № 32139-06

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1931 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110050227 Госреестр № 27524-04

21

ячейка Ф.2 КЛ-2 РП-37

ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 6749; 6732 Госреестр № 15128-96

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2077 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051189 Госреестр № 27524-04

22

ячейка Ф.3 КЛ-3 РП-37

Т0Л-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 10680; 11291 Госреестр № 7069-79

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1931 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110050185 Госреестр № 27524-04

23

ячейка Ф.4 КЛ-4 РП-36

ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 15261; 15131 Госреестр № 15128-96

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2077 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110050205 Госреестр № 27524-04

24

ячейка Ф.8 КЛ-8 РП-38

ТОЛ-СЭЩ-10

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 26674; 26673 Госреестр № 32139-06

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 1931 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051040 Госреестр № 27524-04

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

55 %,

520 %■,

5100 %,

I1(2)% £ I изм< I 5 %

I5 %£I изм<! 20 %

I20 %£Iизм<Il00%

I100 '’/о^изм^ШУо

1

2

3

4

5

6

1, 9 - 11, 14, 15 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

2 - 8, 12, 13 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±2,0

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,2

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,4

±1,9

±1,7

±1,7

0,5

±2,9

±2,4

±2,0

±2,0

16

(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,9

±1,4

±1,4

±1,4

0,9

±2,0

±1,5

±1,4

±1,4

0,8

±2,1

±1,6

±1,5

±1,5

0,7

±2,2

±1,8

±1,5

±1,5

0,5

±2,7

±2,2

±1,7

±1,7

17

(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S)

1,0

±1,9

±1,4

±1,3

±1,3

0,9

±1,9

±1,4

±1,3

±1,3

0,8

±2,1

±1,6

±1,4

±1,4

0,7

±2,2

±1,7

±1,4

±1,4

0,5

±2,6

±2,1

±1,6

±1,6

18

(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S)

1,0

±1,1

±0,7

±0,7

±0,7

0,9

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,8

±1,3

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±1,5

±1,0

±0,8

±0,8

0,5

±2,0

±1,2

±0,9

±0,9

19 - 24 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

1,0

-

±2,1

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,7

-

±3,7

±2,2

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

1

2

3

4

5

6

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %

81(2)%,

85 %,

820 %■,

8100 %■,

Ii(2)% £ I изм< I 5 %

I5 %£I изм<! 20 %

I20 %£Iизм<Il00%

I100 %£Iизм£Il20%

1, 9 - 11, 14, 15,

(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

2 - 8, 12, 13 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±10,6

±3,9

±2,7

±2,5

0,8

±8,1

±3,2

±2,3

±2,2

0,7

±7,1

±2,9

±2,2

±2,1

0,5

±6,1

±2,7

±2,1

±2,0

16

(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±10,5

±3,6

±2,3

±2,1

0,8

±8,1

±3,1

±2,1

±2,0

0,7

±7,0

±2,8

±2,0

±2,0

0,5

±6,1

±2,6

±2,0

±1,9

17

(Сч. 1,0; ТТ 0,2S)

0,9

±10,5

±3,6

±2,2

±2,0

0,8

±8,1

±3,0

±2,1

±1,9

0,7

±7,0

±2,8

±2,0

±1,9

0,5

±6,1

±2,6

±1,9

±1,9

18

(Сч. 0,5; ТТ 0,2S)

0,9

±5,6

±2,0

±1,3

±1,2

0,8

±4,2

±1,6

±1,1

±1,1

0,7

±3,7

±1,5

±1,0

±1,0

0,5

±3,2

±1,4

±1,0

±1,0

19 - 24 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,9

-

±7,1

±3,8

±2,9

0,8

-

±5,1

±2,9

±2,4

0,7

-

±4,3

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,5

±2,3

±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 • !н до 1,2-!н;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °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^н1 до 1,1 ^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2Тн1;

-    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-U^; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 2Тн2;

-    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. Копии актов замены, оформленных согласно действующей НД, измерительных трансформаторов и счетчиков прилагать к настоящему описанию типа и считать их неотъемлемой частью настоящего описания типа.

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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчиков 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.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчиках электроэнергии;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 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

ТФЗМ 110 Б-III

6

2 Трансформатор тока

ТГФМ-110

21

3 Трансформатор тока

ТВ-35/40

6

4 Трансформатор тока

ТГМ-35 УХЛ1

6

5 Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

6 Трансформатор тока

ТЛО-10

3

7 Трансформатор тока

ТОП-0,66

6

8 Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

9 Трансформатор тока

ТОЛ 10-1

4

10 Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

11 Трансформатор напряжения

НКФ-110

3

12 Трансформатор напряжения

НКФ110-83У1

3

13 Трансформатор напряжения

НОМ-35-66

6

14 Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2

15 Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

16 Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

24

17 Методика поверки

РТ-МП-2501-500-2015

1

18 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.058.04.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2501-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Тверицкая». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»

14.08.2015 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 счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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 «Тверицкая». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/147-2015 от 22.05.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Тверицкая»

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».

Развернуть полное описание