| Номер в госреестре | 64728-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная |
| Изготовитель | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная (далее по тексту - АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), выполняющего функции информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), и системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная 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, УСПД ЭКОМ 3000, сервер АРМ ПС) производится с верхнего уровня центра сбора и обработки информации исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (далее - ЦСОД ИА ФСК ЕЭС), соподчиненному 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 220/35/10/0,4 кВ Северная включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5S; 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики электрической энергии класса точности 0,2S/0,5; 0,5S/1; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - ИВКЭ включает в себя:
- периферийные шкафы с асинхронными серверами NPort S8455I-SS-SC, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
- шкаф АИИС КУЭ, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, асинхронные сервера NPort S8455I-SS-SC, блок бесперебойного питания, маршрутизирующее оборудование.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Обеспечение единого времени в АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная производится с верхнего уровня ЦСОД ИА ФСК ЕЭС.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная осуществляется ЦСОД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и верхнего уровня ЦСОД ИА ФСК ЕЭС на значение более ±2 с.
Таким образом, данная схема синхронизации обеспечивает синхронизацию времени устройств АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная обеспечивается с погрешностью не хуже ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная
| о, е S о Н | Состав измерительного канала | |||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | ИВК, СОЕВ | Вид электроэнергии | |
| 1 | ВЛ 220 кВ Бугульма | ТФЗМ 220Б-Ш Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ-220 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 2 | ВЛ 35 кВ Байтуган | ТФН-35 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 3 | ВЛ 35 кВ Северная-Старо-Борискино | ТФЗМ 35Б-[ У1 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,2S | ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,5S/1 | Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | активная реактивная |
| 4 | ВЛ 35кВ Северная-Михеевка | ТФЗМ 35Б-1 У1 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,2S | ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,5S/1 | активная реактивная | |
| 5 | ВЛ 35кВ Северная-Секретарка | ТФЗМ 35Б-1 У1 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,2S | ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,5S/1 | активная реактивная | |
| 6 | ВЛ 35кВ Северная-Ново-Кудрино | ТФЗМ 35Б-1 У1 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,2S | ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 7 | ВЛ 10 кВ Северная-Райцентр (ф.Св.11) | ТЛО-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-10-66У3 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 8 | ВЛ 10 кВ Северная-Соковка (ф.Св.2) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66У3 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | активная реактивная |
| 9 | ВЛ 10 кВ Северная-Тукай (ф.Св.7) | ТВК-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66У3 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 10 | ПС 220/35/10 кВ Северная, ВЛ 10кВ Се-верная-РПБ (ф.Св.8) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 11 | ВЛ 10 кВ Северная-Рычково (ф.Св.3) | ТЛО-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 12 | ВЛ 10 кВ Северная-Раздолье (ф.Св.4) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 13 | ВЛ 10 кВ Северная-КРС (ф.Св.6) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 14 | ВЛ 10 кВ Северная-Маслозавод (ф.Св.10) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 15 | ВЛ 10 кВ Северная-Северный (ф.Св.1) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 16 | ВЛ 10 кВ Северная-НРП (ф.Св.9) | ТЛК10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 17 | ВЛ 10 кВ Северная-Трифоновка (ф.Св.5) | ТВЛМ-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66У3 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 | Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | активная реактивная |
| 18 | КЛ 0,4 кВ ЛАС связи Ввод №1 | ТОП-0,66 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S | отсутствует | СЭТ-4ТМ.0,3 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 19 | КЛ 0,4 кВ ЛАС связи Ввод №2 | ТОП-0,66 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S | отсутствует | СЭТ-4ТМ.0,3 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 20 | КЛ 0,4 кВ Мегафон 1 | ТОП-0,66 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S | отсутствует | СЭТ-4ТМ.0,3М Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| 21 | КЛ 0,4 кВ Мегафон 2 | ТОП-0,66 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S | отсутствует | СЭТ-4ТМ.0,3М Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | |
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Номер ИК | Диапазон | Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений при доверительной вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих ус- | ||||
| силы тока | ловиях эксплуатации при | ||||||
| доверительной вероятности Р=0,95, % | |||||||
| cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1; 2; 8-10; 12-17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,1 | 2,4 | 4,6 | 2,2 | 2,5 | 4,6 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,6 | 1,6 | 2,1 | |
| 3-5 | 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,6 | 1,6 | 2,1 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | 1,0 | 1,1 | 1,6 | 1,6 | 1,7 | 2,2 |
| Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,1 | 1,2 | 1,9 | 1,7 | 1,8 | 2,4 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 1,6 | 1,7 | 2,3 | 2,0 | 2,1 | 2,7 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,6 | |
| 6 | 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 1,0 | 1,1 | 1,6 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | 0,9 | 0,9 | 1,5 | 1,1 | 1,1 | 1,7 |
| Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 0,9 | 1,0 | 1,7 | 1,1 | 1,2 | 1,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | |
| 7; 11 | 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | 1,3 | 1,5 | 2,7 | 1,4 | 1,6 | 2,8 |
| Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 2,3 | 2,6 | 4,8 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 | |
| 18; 19 | 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| (ТТ 0,5S; ТН нет; | 0,11н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,2 | 2,4 | 1,2 | 1,4 | 2,5 |
| Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,4 | 1,6 | 2,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,1 | 2,4 | 4,6 | 2,2 | 2,5 | 4,7 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 | |
| 20; 21 | 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| (ТТ 0,5S; ТН нет; | 0,11н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,2 | 2,4 | 1,2 | 1,4 | 2,5 |
| Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,4 | 1,6 | 2,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,1 | 2,4 | 4,6 | 2,2 | 2,5 | 4,7 | |
| Номер ИК | Диапазон силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений при доверительной вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, % | ||||||
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1; 2; 8-10; 12-17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | [^<^<1,21^ | 2,4 | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | 3,7 |
| 0,21н1<[1<[н1 | 3,1 | 2,6 | 1,7 | 4,4 | 4,1 | 3,8 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 4,7 | 3,8 | 2,3 | 5,6 | 5,0 | 4,1 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 5,5 | 4,5 | 2,9 | 6,4 | 5,5 | 4,5 | |
| 3-5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,8 | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,6 | 3,6 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,8 | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 1,9 | 1,7 | 1,4 | 3,7 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 2,0 | 1,8 | 1,9 | 3,7 | 3,7 | 3,9 | |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 2,6 | 2,4 | 2,0 | 4,1 | 4,0 | 3,9 | |
| 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,8 | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,6 | 3,6 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,8 | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 1,9 | 1,7 | 1,4 | 3,7 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 2,0 | 1,8 | 1,9 | 3,7 | 3,7 | 3,9 | |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 2,6 | 2,4 | 2,0 | 4,1 | 4,0 | 3,9 | |
| 7; 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 2,4 | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | 3,7 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 2,4 | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | 3,7 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 2,9 | 2,4 | 1,7 | 4,3 | 4,0 | 3,8 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 3,2 | 2,7 | 2,1 | 4,5 | 4,2 | 4,0 | |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 5,0 | 4,1 | 2,7 | 5,9 | 5,2 | 4,3 | |
| 18; 19 (ТТ 0,5S; ТН нет; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,8 | 1,5 | 0,9 | 2,0 | 1,7 | 1,2 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,9 | 1,5 | 1,0 | 2,1 | 1,8 | 1,3 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 2,4 | 2,0 | 1,3 | 2,7 | 2,3 | 1,7 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 2,8 | 2,3 | 1,5 | 3,1 | 2,7 | 2,1 | |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 4,9 | 3,9 | 2,4 | 5,2 | 4,3 | 2,7 | |
| 20; 21 (ТТ 0,5S; ТН нет; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,8 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 2,1 | 2,0 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,8 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 2,1 | 2,0 | |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 2,4 | 1,9 | 1,2 | 2,8 | 2,4 | 2,1 | |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 2,7 | 2,2 | 1,6 | 3,1 | 2,7 | 2,3 | |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 4,7 | 3,8 | 2,3 | 4,9 | 4,1 | 2,8 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала при доверительной вероятности Р=0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uном; диапазон силы тока (0,02(0,05) - 1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) U^; диапазон силы первичного тока (0,02 (0,05) - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U^; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от 0 до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная измерительных компонентов:
- счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS (Госреестр №25971-06)
- средняя наработка на отказ не менее Т = 70 000 ч;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) - средняя наработка до отказа не менее Т = 165 000 ч;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр №27524-04) - средняя наработка до отказа не менее Т = 90 000 ч;
- устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (Госреестр №17049-09) -средняя наработка на отказ Т = 75 000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
- предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
• отключение и включение питания;
• корректировка времени;
• удаленная и местная параметризация;
• включение и выключение режима тестирования.
- журнал ИВКЭ:
• дата начала регистрации измерений;
• перерывы электропитания;
• потери и восстановления связи со счётчиками;
• программные и аппаратные перезапуски;
• корректировки времени в каждом счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• привод разъединителя трансформаторов напряжения;
• корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
• клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
• промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
• испытательная коробка (специализированный клеммник);
• крышки клеммных отсеков счетчиков;
• крышки клеммного отсека УСПД.
- защита информации на программном уровне:
• установка двухуровневого пароля на счетчик;
• установка пароля на УСПД;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 суток;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений -не менее 35 суток;
- Сервер АРМ ПС - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений -не менее 4 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная
| Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-Ш | 26006-03 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 35Б-1 У1 | 26419-08 | 8 |
| Трансформатор тока | ТФН-35 | 664-51 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 8913-82 | 2 |
| Трансформатор тока измерительный | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 16 |
| Трансформатор тока | ТЛК10 | 9143-83 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 3 |
| Трансформатор тока опорные | ТОП-0,66 | 15174-06 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220 | 26453-04 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS | 25971-06 | 17 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
| Методика поверки | П2200475- АУВП.411711.ФСК.035.09М.МП | - | 1 |
| Паспорт-формуляр | П2200475- АУВП.411711.ФСК.035.09М.ПФ | - | 1 |
осуществляется по документу П2200475-АУВП.411711.ФСК.035.09М.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства
о поверке».
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002», утверждённому Государственной службой метрологии Литовской Республики;
- 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 ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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%.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10/0,4 кВ Северная
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.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
