Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/6 кВ "Восточная". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/6 кВ "Восточная"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1482 п. 58 от 18.12.2013
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) ПС 110/6 кВ «Восточная» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005 - в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных на базе УСПД ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер ОАО «МРСК Волги»-«Самарские распределительные сети» HP Proliant DL380G7, устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД ЭКОМ-3000, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по волоконно-оптической линии связи (основной канал связи). При отказе основного канала сервер переключается на резервный канал связи. Резервный канал организован по технологии GSM/GPRS. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-роутер iRZ RUH.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление отчетных документов. Передача информации от сервера АИИС КУЭ в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и в другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час вне зависимости от наличия расхождения.

Часы УСПД синхронизированы с часами сервера АИИС КУЭ, сравнение часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение показаний часов счётчиков и часов УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении с часами УСПД ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ПС 110/6 кВ «Восточная» используется ПО «Энергосфера» версии 6.5.65, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПО «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Программный комплекс «Энергосфера»

-

6.5.65

9AF6OAO86E62F B358A5AB643A4 57B7DF

MD5

Сервер опроса ЭКОМ-3000

PSO.exe

6.5.90.2915

43507771A1931E 7A58ECAB4152E 09470

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.5.112.1233

CABCD76559EE 721EACD4BB8E FA383EBC

MD5

1

2

3

4

5

АРМ Энергосфера

Con-trolAge.exe

6.5.146.1917

F9693889541C85 F691705AE1216 C3CC9

MD5

Конфигуратор УСПД

Config.exe

6.5.64.1349

8D8E7BDA57A9 9354B860D8B33 290FCF0

MD5

Архив

Archiv.exe

6.5.12.264

A03736295E8B87 8815EE003B52F5 1DCB

MD5

Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней измерительных каналов и их метрологические харак-

теристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 110/6 кВ «Восточная» и их основные метрологические характеристики

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ях(%>

11Т

ПС 110/6 кВ «Восточная», ОПУ, панель №3 «ВЛ-110 кВ Восточная-1»

VIS WI кл.т. 0,5S 200/5 Зав. №11/10034 03 Зав. №11/10034 02 Зав. №11/10034 01

ЗНГ-110 II

У1 кл.т. 0,2 110000/100 зав. №402 зав. №403 зав. №404

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0810125129

УСПД ЭКОМ 3000 №384498

HP Proliant DL380G7 Зав. № CZ212809 5N

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,3

±5,6

10Т

ПС 110/6 кВ «Восточная», ОПУ, панель №3 «ВЛ-110 кВ Восточная-2»

CTSG кл.т. 0,5S 300/5 Зав. №125410001 Зав. №125410002 Зав. №125410003

ЗНГ-110 II У1 кл.т. 0,2 110000/100 зав. №546 зав. №547 зав. №548

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0810120044

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,3

±5,6

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.2 «Ввод-Т1»

ТШЛП-10-2 кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 0639130000003

ТШЛ-СЭЩ-10-02 кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. №00131-13 Зав. №00136-13

НАМИТ-10-1 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0093

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855615

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,7

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.32 «Ввод-Т2»

ТШЛП-10-2 кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 0639130000002 Зав. № 0639130000004 Зав. № 0639130000001

НАМИТ-10-1

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №111

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 71855470

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.5, ф-6

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №24904 Зав. №9753

НАМИТ-10-1 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0093

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 74890290

УСПД ЭКОМ 3000 №384498

HP Proliant DL380G7 Зав. № CZ212809 5N

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

6

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.8, ф-8

ТПП-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №76284 Зав. №76285

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 71855424

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

7

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.9, ф-9

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №04778 Зав. №85793

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855613

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

8

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.10, ф-10

ТПП-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №43601 Зав. №43558

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855634

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

9

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.11, ф-11

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №02931 Зав. №02895

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74861316

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.12, ф-12

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №10649 Зав. №10785

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855603

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

10

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.13, ф-13

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №5699 Зав. №3889

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 00552801000 55548

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

11

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.15, ф-15

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №4945 Зав. №42475

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855570

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

12

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.17, ф-17

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №42781 Зав. №41995

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73844412

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

13

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.21, ф-21

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №5678 Зав. №23357

НАМИТ-10-1 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №111

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0 зав. № 71849347

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.22, ф-22

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. №02053 Зав. №02048

НАМИТ-10-1 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №111

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73844439

УСПД ЭКОМ 3000 №384498

HP Proliant DL380G7 Зав. № CZ212809 5N

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,7

14

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.23, ф-23

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №62303 Зав. №33902

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855649

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

15

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.24, ф-24

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №65310 Зав. №02373

ЦЭ 6850;

кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74889211

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

16

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.25, ф-25

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №22033 Зав. №46012

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74887724

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

17

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.26, ф-26

ТПФ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №103556 Зав. №103569

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855645

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

18

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.27, ф-27

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №7585 Зав. №83108

ЦЭ 6850 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 73850289

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.28, ф-28

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №10632 Зав. №10604

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74852347

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

19

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.29, ф-29

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. №88560 Зав. №89580

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74862943

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

20

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.31, ф-31

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. №22206 Зав. №66011

ЦЭ 6850 кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 73855593

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с.ш. 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.33, ф-33

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. №51895 Зав. №75917

ЦЭ 6850;

кл.т. 0,2S/0,5 зав. № 74860239

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/6 кВ «Восточная», 1 с. ш. 0,4 кВ, ОПУ, панель ВН2 «TN1»

Т-0,66

Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 126598 Зав. №126597 Зав. №126596

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0812120444

УСПД ЭКОМ 3000 №384498

HP Proliant DL380G7 Зав. № CZ212809 5N

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,3

±5,6

ПС 110/6 кВ «Восточная», 2 с. ш. 0,4 кВ, ОПУ, панель ВН2 «TN2»

Т-0,66

Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. №126599 Зав. №126600 Зав. №126601

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0812120043

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,3

±5,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0(0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,87 -0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С

до плюс 60 °С; для ЦЭ-6850 от минус 20 °С до плюс 55 °С;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от - 10 °С до + 50 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 (0,05) 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик ЦЭ 6850 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД и ИВК;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) 110/6 кВ «Восточная» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Госреестр №

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока типа VIS WI

37750-08

3

Трансформаторы тока типа CTSG

30091-05

3

Трансформаторы тока типа ТШЛП-10-2

48925-12

4

Трансформаторы тока типа ТШЛ-СЭЩ-10-2

37544-08

2

Трансформаторы тока типа ТПП-10

665-51

4

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией типа ТПЛ-10

1276-59

8

Трансформаторы тока типа ТПОЛ-10

1261-08

10

Трансформаторы тока измерительные типа ТВЛМ-10

1856-63

12

Трансформаторы тока типа ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформаторы тока типа ТПФ-10

517-50

2

Трансформаторы тока типа ТЛМ-10

2473-05

2

Трансформаторы тока типа Т-0,66

36382-07

6

Трансформаторы напряжения элегазовые типа ЗНГ-110 II

41794-09

6

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-1

16687-07

2

Счетчики электрической энергии ЦЭ-6850

20176-06

22

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

4

Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ 3000

17049-09

1

Устройства синхронизации времени УСВ-2

41681-10

1

Методика поверки

_

1

Формуляр

_

1

Руководство по эксплуатации

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55978-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/6 кВ «Восточная». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г;

- счетчиков ЦЭ6850 - по документу «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850.Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1, утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.;

- устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 - по методике «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.ОООИ1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 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;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 110/6 кВ «Восточная» », аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание