Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Машук"
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59225-14
- 25.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Машук"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 1915 п. 09 от 01.12.2014 |
| 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 330кВ «Машук» (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 330кВ «Машук» ОАО «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:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3-ий 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 Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) 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 на базе приемника GPS; 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 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 автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ. В сервере БД ИВК АИИС КУЭ 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 Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЦ 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 сети Ethernet и 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 программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР» 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 ПО АИИС КУЭ, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО ИВК АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по 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 уровней | ИК | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Машук -Залукокоаже (Л-1) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078969 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1570; 1356; 1512 Госреестр № 24218-03 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101584 Госреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Машук -Кировская (Л-2) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078968 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1421; 1428; 1417 Госреестр № 24218-03 | АГК-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101582 Госреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Машук -Подкумок (Л-6) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078948 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1421; 1428; 1417 Госреестр № 24218-03 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101597 Госреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Машук - МинВоды-2 (Л-7) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078962 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1421; 1428; 1417 Госреестр № 24218-03 | АГК-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101575 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Машук -Г еоргиевск (Л-9) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078967 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1421; 1428; 1417 Госреестр № 24218-03 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101589 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Машук -Ессентуки-П (Л-10) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078970 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1570; 1356; 1512 Госреестр № 24218-03 | АГК-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01103468 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 7 | ВЛ 110 кВ Машук - ГНС (Л-190) | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 03/35078966 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1570; 1356; 1512 Госреестр № 24218-03 | А^-4-АЬ-С29-Т кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01103354 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 8 | ОМВ-110кВ | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 03/35078957 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1421; 1428; 1417 Госреестр № 24218-03 | АГК-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101594 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 9 | ВЛ 35 кВ Машук-Тяговая (Л-301) | ТВЭ-35 УХЛ кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Зав. № 1013 А; 1013В;1013С Г осреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1491505; 1491428; 1491706 Госреестр № 912-70 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101579 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 10 | ВЛ 35 кВ Машук-Скачки-1 (Л-302) | ТВЭ-35 УХЛ кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Зав. № 1011 Г осреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1491501; 1491510; 1491512 Госреестр № 912-70 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101590 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | ВЛ 35 кВ Машук-ПС 8 (Л-304) | ТВЭ-35 УХЛ кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Зав. № 1012 Г осреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 1491505; 1491428; 1491706 Госреестр № 912-70 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101591 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 12 | ВЛ 35 кВ Машук-Железноводск (Л-306) | ТВЭ-35 УХЛ кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Зав. № 1010 Г осреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 1491501; 1491510; 1491512 Госреестр № 912-70 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101580 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 13 | Ф-187 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 03506; 03494 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101652 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 14 | Ф-329 КЛ 10 кВ ПС "Машук"-ЗТП Котельная "Машук" | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 03533; 03527 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101646 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 15 | ВЛ 10кВ, Ф-343 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 03495; 03496 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101661 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 16 | ВЛ 10кВ, Ф-331 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 03447; 03476 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1020, 1015 Госреестр № 20186-00 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101651 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 17 | ВЛ 10кВ, Ф-340 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 03453; 03450 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1020, 1015 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101624 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 18 | ПГ Т-3-110 | SB 0,8 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 03/35078956 Г осреестр № 20951-06 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1570; 1356; 1512 Госреестр № 24218-03 | А1R-4-AI .-С29-Т кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01003459 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 19 | ФПГ-10кВ | ТОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 20337; 20333; 15565 Г осреестр № 38395-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101663 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 20 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-104 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 03493; 03498 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1020, 1015 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101622 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 21 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-333 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 3603; 3604 Г осреестр № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101614 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 22 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-334 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 03467; 03444 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1020, 1015 Госреестр № 20186-00 | А1R-4-AI .-С29-Т ■ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101639 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 23 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-335 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 4566; 4565 Г осреестр № 25433-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1020, 1015 Госреестр № 20186-00 | А^-4-АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101616 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 24 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-338 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 4563; 4564 Г осреестр № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | А^-4АЬ-С29-Т+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101664 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25 | ЗРУ-10 кВ, яч. Ф-342 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 03472; 03475 Г осреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1022, 1021 Госреестр № 20186-00 | A1R-4-AL-C29-T+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101600 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
| 26 | ВЛ-330 кВ ГЭС2 - Машук (Л-330-03) | CTSG кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № T155CT/016; T155CT/017; T155CT/018 Г осреестр № 30091-05 | UFV кл.т 0,2 Ктн = (33(Х)00/\3)/(100/\3) Зав. № T155-VT/004/R551; T155-VT/005/R551; Т155-УТ/006/К551 Госреестр № 30224-05 | A1R-4-AL-C29-T+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01101593 Г осреестр № 14555-02 | RTU-325L зав. № 001494 Г осреестр № 3728808 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относи измерении активной электричес эксплуатации А | тельной погрешности ИК при кой энергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (§), % | ||
| §1(2)%, I1(2)% — I изм< I 5 % | §5 %, I5 %—I изм<1 20 % | §20 %, I20 %—1изм<1100% | §100 %, I100 %—1изм—I120% | ||
| 1 - 8, 18, 26 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 9 - 12 (Счетчик 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 | |
| 13 - 17, 20, 22, 25 (Счетчик 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 | |
| 19, 21, 23, 24, (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
Окончание таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 51(2)%, I1(2)% — I изм< I 5 % | 55 %, I5 %—I изм<1 20 % | 520 %, I20 %—1изм<1100% | 5100 %, I100 %—1изм—1120% | ||
| 1 - 8, 18, 26 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,6 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,7 | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,5 | ±1,1 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 9 - 12 (Счетчик 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 | |
| 13 - 17, 20, 22, 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 19, 21, 23, 24, (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- 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.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-Хн1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2-Хн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 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 "АЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 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 времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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
наносится на титульном листе 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 Измерительный трансформатор тока | SB 0,8 | 9 |
| 2 Измерительный трансформатор тока | ТВЭ-35 УХЛ | 6 |
| 3 Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 16 |
| 4 Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10 | 3 |
| 5 Измерительный трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| 6 Измерительный трансформатор тока | CTSG | 3 |
| 7 Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| 8 Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| 9 Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 4 |
| 10 Измерительный трансформатор напряжения | UFV | 3 |
| 11 Счетчик электрической энергии | А1R-4-AI .-С29-Т | 26 |
| 12 УСПД | RTU-325L | 1 |
| 13 Методика поверки | МП 1885/500-2014 | 1 |
| 14 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.064.04.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1885/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330кВ «Машук». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в июле 2014 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 «АЛЬФА» - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.;
- для УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 330кВ «Машук».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/016-2014 от 10.04.2014 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».
4 ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
5 ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6 ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7 ГОСТ 31819.23-2012 « Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».