№836 от 20.04.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 27922
О переоформлении свидетельства об утверждении типа № 57521 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Абакан-районная" и внесении изменений в описание типа
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ
20 апреля 2017 г.
836
Москва
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 57521 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная» и внесении изменений в описание типа
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращениями ООО «РусЭнергоПром» от 30 марта 2017 г. № 187, № 188 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 59560-14, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 57521 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 59560-14, в связи с переименованием организации-изготовителя с ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва на ПАО «ФСК ЕЭС», г. Москва.
-
3. Управлению метрологии (Р.А.Родин), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.
-
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.
СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11.2016 до 17.11.2017
Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «20» апреля 2017 г. № 836
Изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная»
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная» (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 «Абакан-районная» ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
-
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
-
- обработку данных и их архивирование;
-
- хранение информации в базе данных сервера филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири 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 (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 единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) «Метроскоп» 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 ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации 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 ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 мин, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5с, а с учетом температурной составляющей -±1,5с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (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.
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 50.2.77-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование СПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) СПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор СПО |
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.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ивкэ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 220 кВ Абакан-районная -Абаканская ТЭЦ (Д-61) |
ТВ 220 I кл.т 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. №2107-3; 2107-2; 2107-1 Per. №3191-72 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/л/З)/ (100/^3) Зав. №55879; 56591; 56850 Per. № 14626-00 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386702 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
2 |
ОВ-220 |
ТДУ-220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. №497-3; 497-2; 497-1 Св-ва о поверке № 0737084; 0737085; 0737086 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000Л?3)/(100/^3) Зав. № 55879, 833734; 56591, 863727; 56850, 877901 Per. № 14626-00 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №06386721 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ОВ 110 кВ |
ТВ-110/50 кл.т 1,0 Ктт= 1000/5 Зав. №3059/1; 3059/2; 3059/3 Per. №3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1,0 Ктн = (110000А/3)/(100А/3) Зав. № 788450, 815120; 783851, 849846; 783845, 849855 Рет. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386720 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Элеваторная с отпайками (С-100) |
ТВ 110-1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №7354/1; 7354/2; 7354/3 Per. №3189-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11ООООЛ/3)/(1ООЛ/3) Зав. №815120; 849846; 849855 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386652 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Абаканская ТЭЦ I цепь (С-303) |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №2023/1; 2023/2; 2023/3 Per. №3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1,0 Ктн = (11ОООО/л/3)/(1ООЛУЗ) Зав. № 788450; 783851; 783845 Рет. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386469 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Абаканская ТЭЦ II цепь (С-304) |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктг = 600/5 Зав. № 1437/1; 1437/2; 1437/3 Per. №3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А/3)/(100А/3) Зав. №815120; 849846;849855 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386658 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Западная -Калининская (С-87) |
ТНДМ-110Б кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. №6326/1; 6326/2; 6326/3 Свидетельства о поверке № 0737087; 0737088; 0737089 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1,0 Ктн = (110000А/3)/(100А/3) Зав. № 788450; 783851; 783845 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №06385971 Рет. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Западная -Калининская (С-88) |
ТНДМ-110Б кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. №5351/1; 5351/2; 5351/3 Свидетельства о поверке № 0737090; 0737091; 0737092 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (11ОООО/д/3)/(1ОО/а/3) Зав. №815120; 849846; 849855 Per. № 14205-94 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №01179665 Per. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Рассвет (С-89) |
ТВ 110-1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №6433/1; 6433/2; 6433/3 Per. №3189-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1,0 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. № 788450; 783851; 783845 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386806 Per. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
10 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Гидролизная с отпайками (С-90) |
ТВ 110-1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №5352/1; 5352/2; 5352/3 Per. №3189-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/<3)/(100А/3) Зав. №815120; 849846; 849855 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386704 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Рет. № 37288-08 |
|
И |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Райково с отпайкой на ПС Абаканская (С-98) |
ТНДМ-ИОБ кл.т 3 Ктт =600/5 Зав. №7478/1; 7478/2; 7478/3 Свид-ва о поверке № 0737093; 0737094;0737095 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100М) Зав. №815120; 849846; 849855 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386344 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Абакан-районная - Элеваторная с отпайками (С-99) |
ТВ 110-1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №7353/1; 7353/2; 7353/3 Per. №3189-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1,0 Ктн = (110000А/3)/(100/л/3) Зав. № 788450; 783851; 783845 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №06386510 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
13 |
ф. 11 АВС |
ТЛК-СТ-10 Кл.т 0,5 S Ктт=400/5 Зав. № 3367160000001; 3367160000002; 3367160000003 Per. № 58720-14 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/а/3)/(100/>/3) Зав. № 6370 Per. № 11094-87 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №01179617 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
14 |
ф. 15 Энергетик |
ТЛМ-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 1301120000001; 1301120000002 Per. № 2473-05 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/л/3)/(100А/3) Зав. № 6370 Per. № 11094-87 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №06386139 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ф. 17 Карьер |
ТПЛ-10УЗ кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 49649; 39368 Per. № 1276-59 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000Л/3)/(100/>/3) Зав. № 6370 Per. № 11094-87 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №01179103 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
16 |
ф. 18 Карьер |
ТПЛ-ЮУЗ кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 2326; 57298 Per. № 1276-59 |
НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 942 Рет. №50058-12 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06385973 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Рет. № 37288-08 |
|
17 |
ф. 5 Асфальт, з-д. |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 36582; 33109 Per. № 1856-63 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000А/3)/(100А/3) Зав. № 6370 Per. № 11094-87 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386781 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Рет. № 37288-08 |
|
18 |
ф. 6 с-з Откормочный |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. №59125; 58856 Рет. № 1276-59 |
НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000Л/3)/(100Л/3) Зав. № 942 Per. №50058-12 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386499 Per. №31857-06 |
RTO-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
19 |
ф. 7 Красноозёрный |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 58968; 58982 Per. № 1276-59 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/^3)/( 100/^3) Зав. № 6370 Per. №11094-87 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. №06386267 Per. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
20 |
ВЛ 10 кВ Абакан-районная - СР-93 с отпайкой на ПС 500Абаканская (ф. 01-08) |
ТПЛ-ЮУЗ кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2607; 45871 Per. № 1276-59 |
НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/>/3) Зав. № 942 Per. № 50058-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386153 Per. № 31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
21 |
1 АТ-110 |
ТВ-110/50 кл.т 1,0 Ктт = 1000/5 Зав. №2718-1; 2718-2; 2718-3 Per. № 3190-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 1,0 Ктн = (110000/л/3)/(100А/3) Зав. № 788450; 783851; 783845 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 06386029 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Per. № 37288-08 |
|
22 |
2АТ-110 |
ТВ-110/50 кл.т 1,0 Ктт = 1000/5 Зав. №2720-1; 2720-2; 2720-3 Per. №3190-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000А/3)/(100А/3) Зав. №815120; 849846; 849855 Per. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 6386076 Per. №31857-06 |
RTU-325L зав. № 005313 Рет. № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cos<p |
Границы допускаемой относительной погреш измерении активной электрической энерги] условиях эксплуатации АИИС КУЭ i |
ности ИК при и в рабочих :$),% | ||
|
61(2)%, |
65 %, |
$20 %, |
6100%, | ||
|
11(2)% 1 изм< I 5 % |
Is %^1 изм<1 20 % |
120 %^1изм<1100% |
1100 %^1изм—1120% | ||
|
1,2,4,6,10,16,18, 20 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; TH 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 | ||
|
3,21 (Сч. 0,2S; ТТ 1; TH 1,0) |
1,0 |
±3,5 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,9 |
±4,6 |
±2,6 |
±2,0 | ||
|
0,8 |
±5,7 |
±3,2 |
±2,4 | ||
|
0,7 |
±7,0 |
±3,8 |
±2,9 | ||
|
0,5 |
±10,8 |
±5,8 |
±4,3 | ||
|
5,9,12 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; TH 1,0) |
1,0 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 | |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | ||
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | ||
|
0,7 |
±3,8 |
±2,5 |
±2,2 | ||
|
0,5 |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 | ||
|
7 (Сч. 0,2S;TT3;TH 1,0) |
1,0 |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
0,8 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 | ||
|
0,7 |
±1,9 |
±1,8 |
±1,8 | ||
|
0,5 |
±2,6 |
±2,6 |
±2,6 | ||
|
8, И (Сч. 0,2S; ТТ 3; TH 0,5) |
1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,9 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,9 | ||
|
0,8 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,7 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | ||
|
0,5 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
13,14, (Сч. 0,2S;TT0,5S;TH 0,2) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
15, 17, 19 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; TH 0,2) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 | |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | ||
|
0,8 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | ||
|
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | ||
|
0,5 |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 | ||
|
22 (Сч. O,2S;TT1;TH 0,5) |
1,0 |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,9 |
±4,4 |
±2,3 |
±1,7 | ||
|
0,8 |
±5,5 |
±2,9 |
±2,1 | ||
|
0,7 |
±6,8 |
±3,5 |
±2,5 | ||
|
0,5 |
±10,6 |
±5,4 |
±3,8 | ||
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
|
Номер ИК |
coscp |
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
Зд %, |
$20 %, |
31оо %, | ||
|
Il(2)% I изм< I 5 % |
Is %^1 изм*^ 20 % |
Но %^1изм<1100% |
1100 %^1изм—1120% | ||
|
1,2,4,6,10, 16, 18, 20 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; TH 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 | ||
|
3,21 (Сч. 0,5; ТТ 1; TH 1,0) |
0,9 |
±12,6 |
±6,8 |
±5,0 | |
|
0,8 |
±8,6 |
±4,6 |
±3,5 | ||
|
0,7 |
±6,7 |
±3,7 |
±2,8 | ||
|
0,5 |
±4,9 |
±2,7 |
±2,1 | ||
|
5, 9,12 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; TH 1,0) |
0,9 |
±6,8 |
±4,2 |
±3,5 | |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,9 |
±2,5 | ||
|
0,7 |
±3,7 |
±2,3 |
±2,0 | ||
|
0,5 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 | ||
|
7 (Сч. 0,5; ТТ 3; TH 1,0) |
0,9 |
±2,9 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,8 |
±2,0 |
±2,0 |
±2,0 | ||
|
0,7 |
±1,7 |
±1,7 |
±1,7 | ||
|
0,5 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
8,11 (Сч. 0,5; ТТ 3; TH 0,5) |
0,9 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,7 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,9 | ||
|
0,5 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,7 | ||
|
13,14, (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; TH 0,2) |
0,9 |
±6,2 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,2 |
|
0,8 |
±4,2 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±3,3 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
15,17, 19 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; TH 0,2) |
0,9 |
±6,2 |
±3,2 |
±2,2 | |
|
0,8 |
±4,2 |
±2,2 |
±1,5 | ||
|
0,7 |
±3,3 |
±1,7 |
±1,2 | ||
|
0,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±0,9 | ||
|
22 (Сч. 0,5;ТТ1;ТН 0,5) |
0,9 |
±12,4 |
±6,3 |
±4,4 | |
|
0,8 |
±8,4 |
±4,3 |
±3,0 | ||
|
0,7 |
±6,6 |
±3,4 |
±2,3 | ||
|
0,5 |
±4,7 |
±2,4 |
±1,7 | ||
Примечания:
-
1 Погрешность измерений 5i(2)%p и 5i(2)%q для cos<p=l,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 6i(2)%p и 5i(2)%q для cos(p<l,0 нормируется от Ь%;
-
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
-
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
от 99 до 101 |
|
- ТОК, % ОТ 1Ном |
от 100 до 120 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от+18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 ИНд до 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и TH |
от -30 до +35 |
|
- для счетчиков |
от 10 до +30 |
|
- для УСПД |
от+10 до +30 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АНИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800:
|
120000 |
|
не более |
3 |
|
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
35 |
|
направлениях, сутки, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, |
35 |
|
потребленной за месяц, сутки ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3 |
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 100 000 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).
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 Трансформатор тока |
ТВ 220 I |
3 |
|
2 Трансформатор тока |
ТДУ-220 |
3 |
|
3 Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
15 |
|
4 Трансформатор тока |
ТВ 110-1 |
12 |
|
5 Трансформатор тока |
ТНДМ-110Б |
9 |
|
6 Трансформатор тока |
ТЛК-СТ-10 |
3 |
|
7 Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
8 Трансформатор тока |
ТШ1-10УЗ |
6 |
|
9 Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
10 Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
11 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
6 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
9 |
|
13 Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
14 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
1 |
|
15 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
21 |
|
16 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Al 802RAL-P4GB-DW-4 |
1 |
|
17 Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
18 Методика поверки |
МП 2051/500-2014 |
1 |
|
19 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711 .ФСК.021.03 .ФО |
1 |
осуществляется по документу МП 2051/500-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 08.12.2014 г.
Основные средства 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/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
-
- для счетчиков электроэнергии «Альфа А1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
-
- для УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Per № 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 TH и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/188-2014 от 04.12.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Абакан-районная»
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
ИзготовительПубличное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»
(ООО «РусЭнергоПром»)
ИНН 7725766980
Юридический адрес: 115114, г. Москва, Дербеневская набережная, дом 7, стр. 2 Фактический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9 Телефон: +7 (499) 753-06-78
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.