Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №615 "Бугры"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №615 "Бугры", 42299-12

Для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени. Область применения - коммерческий учёт электрической энергии на ПС 220 кВ №615 "Бугры" ОАО "ФСК ЕЭС", в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Документы

Описание типа

Карточка СИ

Номер в госреестре	42299-12
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №615 "Бугры"
Изготовитель	ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Год регистрации	2012
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №615 «Бугры» (далее - АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Описание

АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» является двухуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:

- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);

- второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ);

В состав АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);

- ведение журналов событий ИК и ИВКЭ;

- контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИК;

- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;

- передача в организации - участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников ОРЭ (1 раз в сутки);

- организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);

- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ (счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД ТК-16Ь) с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;

- автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств ИК и ИВКЭ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).

АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» включает следующие уровни:

1-й уровень ИК включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5; 1,0;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;

- счетчики электрической энергии многофункциональные DIALOG ZDM класса точности 0,2S/0,5;

- вторичные измерительные цепи.

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

- технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- устройство сбора и передачи данных (УСПД).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.

АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.

Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

- испытательной коробки (специализированного клеммника);

- крышки клеммных отсеков счетчиков.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- передача данных по присоединениям в ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры», событий в АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры»;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры»; Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС

Метроскоп

1.00

D233ED6393702747 769A45DE8E67B 57E

MD5 (RFC 1321)

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на сервер;

- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

								Метрологические характеристики
Канал измерений			Состав измерительного канала			т с ¥ н т ¥	Вид электрической энергии	Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной и реактивной электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95:
Номер ИК, код точки и змерений	Наименование объекта учета	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке		Обозначение, тип		н т К	Вид электрической энергии	Основная погрешность ИК, ± %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %
Номер ИК, код точки и змерений	Наименование объекта учета							cos ф = 0,87 sin ф = 0,5	cos ф = 0,5 sin ф = 0,87
1	2	3		4		5	6	7	8
		н н	КТ=1	А	ТВ-220
			Ктт=600/5	В	ТДУ-220
	220 Бугры-Южная (-)		ф.А 20644-03 ф.ВС 37471-08	С	ТДУ-220
		(N н н	КТ=1	А	ТДУ-220	264000
			Ктт=600/5	В	ТДУ-220
			37471-08	С	ТДУ-220		Активная	не нормируется *
		К н	КТ=0,5	А	НКФ-220-58		Реактивная		не нормируется *
			Ктн=220000:^3/100:^3	В	НКФ-220-58		Реактивная		не нормируется *
			14626-00	С	НКФ-220-58
		Счетчик	KT=0,2S/0,5
			Ксч=1		DIALOG ZMD
			22422-07		DIALOG ZMD

Лист № 4 Всего листов 26

Таблица 2 - продолжение

110 Бугры-Ваулово l(-)

220 Гулево-Бугры 2(-)

220 Гулево-Бугры 1(-)

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

иГ

"to

\yi

иГ

■

НН

е	е	е
to	to	to
to	to	to
о	о	о

00	00	00

е	е	е
to	to	to
to	to	to
о	о	о

00	00	00

110000

264000

TI >

а> —

РЭ

Tf > о -

РЭ

Tf > о -

P2 Я

со

<т>

о X н о о тз a g

* к

'С

н-	Н-

“о	"-J
о4	о4

н-	н-

“о	"-J
о4	о4

<т>

43 . 2 к

'С

<т>

н- н-

^ JO

“о "о

H- H-

J40 о о

Таблица 2 - продолжение

110 Бугры-Лопасня 2 (-)

110 Бугры-Ваулово 2(-)

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

110 Бугры-Лопасня 1 (-)

Счетчик

^L|

LtJ

^L|

LtJ

иГ

НН

165000

сл

165000

со

С\

н-	н-
ю
	1__
о4	о4

н-	н-
ю
	1__
о4	о4

н-	н-
ю
LtJ	1__
о4	о4

н- н-		н- н-
J J у>		J J у>
Ъ\ “о		Ъ\ “о
чО чО О' о4		4О чО О' о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

9^ аохоии олэод

9 ojsf xoHif

Таблица 2 - продолжение

110 Бугры-Полиграф (-)

ОМВ ПОкВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

110 Бугры-Столбовая (-)

Счетчик

иГ

LtJ

НН

165000

сл

165000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
JS)	Н-1

о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

35 Бугры-Лосево 1 (-)

35 Бугры-Барсуки 2(-)

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

35 Бугры-Барсуки 1(-)

Счетчик

LtJ

иГ

^L|

иГ

"ю сг>

<э

НЧ

42000

сл

42000

со

С\

а>

о Я н о

О 43

* S

* К 43

'С

н-	н-
ю	н-1
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	н-1
U)	_
о4	о4

<т>

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

* к

'С

<т>

Таблица 2 - продолжение

ф 5 10 кВ

ф 2 10 кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

35 Бугры-Лосево 2 (-)

Счетчик

LtJ

иГ

"ю сг>

<э

'ui

НН

4000

сл

42000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

'Л "о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

1	2	3		4		5	6	7	8
Г''	ф 6 10 кВ	н н	КТ=0,5	А	ТВЛМ-10	4000	Активная Реактивная	не нормируется *	не нормируется *
			Ктт=200/5	В	-
			1856-63	С	ТВЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
00	ф. №10 10кВ	н н	КТ=0,5	А	ТВЛМ-10	4000	Активная Реактивная	не нормируется *	не нормируется *
			Ктт=200/5	В	-
			1856-63	С	ТВЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0^/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
	PQ и о §	н н	КТ=0,5	А	ТЛМ-10	6000	Активная Реактивная	± 1,1% ± 2,3%	± 5,0% ± 2,6%
			Ктт=300/5	В	-
			2473-00	С	ТЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07

1	2	3		4		5	6	7	8
о СЧ	ф. №12 10 кВ	н н	КТ=0,5	А	ТЛМ-10	6000	Активная Реактивная	± 1,1% ± 2,3%	± 5,0% ± 2,6%
			Ктт=300/5	В	-
			2473-00	С	ТЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
СЧ	PQ и о %	н н	КТ=0,5	А	ТВЛМ-10	4000	Активная Реактивная	не нормируется *	не нормируется *
			Ктт=200/5	В	-
			1856-63	С	ТВЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
СЧ СЧ	ф. №4 10 кВ	н н	КТ=0,5	А	ТВЛМ-10	4000	Активная Реактивная	± 1,1% ± 2,3%	± 5,0% ± 2,6%
			Ктт=200/5	В	-
			1856-63	С	ТВЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07

1	2	3		4		5	6	7	8
m (N	PQ и о Г'' %	н н	КТ=0,5	А	ТВЛМ-10	4000	Активная Реактивная	не нормируется *	не нормируется *
			Ктт=200/5	В	-
			1856-63	С	ТВЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	CT=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
(N	ф. №8 10кВ	н н	КТ=0,5	А	ТПЛМ-10	20000	Активная Реактивная	± 1,1% ± 2,3%	± 5,0% ± 2,6%
			Ктт=1000/5	В	-
			2363-68	С	ТПЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
(N	ф. №9 10 кВ	н н	КТ=0,5	А	ТПЛМ-10	20000	Активная Реактивная	не нормируется *	не нормируется *
			Ктт=1000/5	В	-
			2363-68	С	ТПЛМ-10
		К н	КТ=0,5	А	НТМИ-10-66
			Ктн=10000/100	В
			831-69	С
		Счетчик	КТ=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07

Лист № 10 Всего листов 26

Лист № 11 Всего листов 26

Лист № 12 Всего листов 26

Таблица 2 - продолжение

Фидер №16 6кВ

Фидер №14 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №10 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

"L/i

НН

3600

12000

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №22 6кВ

Фидер №21 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №20 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

"L/i

НН

1800

12000

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

'Л "о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №25 6кВ

Фидер №23 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №24 6кВ

Счетчик

<э

сг> <э

НН

12000

7200

сл

12000

и >

о -

РЭ

и >

о -

РЭ

TI > о -

РЭ

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №3 6кВ

Фидер №27 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №26 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

НН

7200

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №39 6кВ

Фидер №38 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №37 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

о\

НН

12000

7200

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

91 аохоии олэод

Ц 5Д[Х0ИК

Таблица 2 - продолжение

Фидер №43 6кВ

Фидер №42 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №41 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

НН

12000

7200

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №48 6кВ

Фидер №46 6кВ

к»

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

Фидер №44 6кВ

Счетчик

"ю сг>

<э

НЧ

НН

3600

7200

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Фидер №7 6кВ

Фидер №6 6кВ

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Фидер №5 6кВ

Счетчик

НН

12000

7200

сл

12000

со

С\

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
ю	Н-‘
U)	_
о4	о4

н-	н-
JS)	Н-1

о4	о4

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

н- н-

J J у>

Ъ\ “о

Таблица 2 - продолжение

Арт. скважина

Г араж жилгородка

Фидер №9 6кВ

к»

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

ТТ

сг>

"ю сг>

<э

'ui

о\

НН

7200

со

С\

н-	н-
	о
VO	00
о4	о4

н-	Н-
	о
VO	00
о4	о4

н-	н-
Ю
OJ	1__
о4	о4

н- н-

JO ^ 'Л "о

н- н-

JO ^ 'Л "о

н- н-

J J у>

Ъ\ "о

92 ЯОХОИ1Г олэод

X2 5jy[ JOHjf

1	2	3		4		5	6	7	8
т in	к л ч <и н о «	н н	КТ=0,5	А	Т-0,66 У3	о	Активная Реактивная	± 0,8% ± 1,9%	± 4,0% ± 2,5%
			Ктт=200/5	В	Т-0,66 У3
			15698-96	С	Т-0,66 У3
		К н	нет ТН
		Счетчик	CT=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
in	(N £ к л ч (U н о «	н н	КТ=0,5	А	Т-0,66 У3	о	Активная Реактивная	± 0,8% ± 1,9%	± 4,0% ± 2,5%
			Ктт=200/5	В	Т-0,66 У3
			21573-01	С	Т-0,66 У3
		К н	нет ТН
		Счетчик	CT=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07
in in	m £ к л ч (U н о	н н	КТ=0,5	А	Т-0,66 У3	о	Активная Реактивная	± 0,8% ± 1,9%	± 4,0% ± 2,5%
			Ктт=200/5	В	Т-0,66 У3
			15698-96	С	Т-0,66 У3
		К н	нет ТН
		Счетчик	CT=0,2S/0,5	DIALOG ZMD
			Ксч=1
			22422-07

1	2	3		4		5	6	7	8
VO	% к л ч (U н о	н н	КТ=0,5	А	Т-0,66 У3	о	Активная Реактивная	± 0,8% ± 1,9%	± 4,0% ± 2,5%
			Ктт=200/5	В	Т-0,66 У3
			15698-96	С	Т-0,66 У3
		К н	нет ТН
		Счетчик	КТ=0,2Б/0,5 Ксч=1 22422-07	DIALOG ZMD
Г''	Мастерская	н н	КТ=0,5	А	Т-0,66 У3	о	Активная Реактивная	± 0,8% ± 1,9%	± 4,0% ± 2,5%
			Ктт=50/5	В	Т-0,66 У3
			17551-98	С	Т-0,66 У3
		К н	нет ТН
		Счетчик	КТ=0,2Б/0,5 Ксч=1 22422-07	DIALOG ZMD

* Данный канал является информационным.

Лист № 22 Всего листов 26

Лист № 23 Всего листов 26

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cos9=0,87 (sin9=0,5) и токе ТТ, равном !ном.

2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cos9=0,5 (sin9=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от !ном.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ^ 1,02)ином; диапазон силы тока (1,0 ^ 1,2)1ном; коэффициент мощности cosj=0,9 инд.

- температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 10°С до 40°С; УСПД - от минус 20°С до 60°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0 мТл;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от -30°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) 0,5 ^1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (40 ^ 60) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 48 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

6. Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена

оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени ± 5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №615 «Бугры».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры» приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры»

Наименование	Тип	Количество
Измерительный трансформатор тока	ТВ-220	1 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТДУ-220	11 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТВ-110	21 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТВ	12 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПЛМ-10	8 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТВЛМ-10	12 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТЛМ-10	6 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПЛ-10	4 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПОЛ-10	44 шт.
Измерительный трансформатор тока	Т-0,66 У3	21 шт
Измерительный трансформатор напряжения	НКФ-220-58	6 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НКФ-110-57	6 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОМ-35	6 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6	1 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	1 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	DIALOG ZMD	57 шт.
Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов	TK16L	1 шт.
Руководство по эксплуатации		1 шт.
Методика поверки		1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 220 кВ №615 «Бугры» -АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры». Методика поверки. ЕМНК.466454.030-212.МП», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 21 июня 2012 года.

Рекомендуемые средства поверки:

- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;

- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

- радиочасы РЧ-011/2.

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 220 кВ №615 «Бугры». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 7 - 2012 от 21.06.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 220 кВ №615 «Бугры»

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

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

Номер в ГРСИ РФ:

42299-12

Производитель / заявитель:

ЗАО "Метростандарт", г.Москва

Год регистрации:

2012

Заказать поверку

Похожие СИ