−
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) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2;
0,5 и cчетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные серии ZMD
класса точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов
передачи данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД TK16L, блок бесперебойного
питания;
−
радиосерверы точного времени РСТВ-01.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская»
в состав ИВКЭ входит РСТВ-01. РСТВ-01 осуществляет прием сигналов точного времени и
синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ
«Комсомольская» осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция)
времени в счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров
счетчиков и РСТВ-01 на значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и
сервере АРМ ПС производится также РСТВ-01 при расхождении значений времени в этих
устройствах и РСТВ-01 на значение более 2 с.
2
3
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» обеспечивает
измерение времени в системе 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.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
ТН
132000
1
Счетчик
ZMD402CT41.0467S
2 CU-B4
№ 93946314
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
12 3
КТ=0,5S
45678910
АТБМО-110-УХЛ1 № 265
ТТ
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
АНКФ-110-83У1
В НКФ-110-83У1
С НКФ-110-83У1
№ 4393
№ 356
№ 29554
№ 29170
№ 30246
Комсомольская-Алексеевка
Ктт=600/5
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
5
ТТ
ТН
132000
2
Комсомольская-Атяшево
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946312
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
3
ОВ-110
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946313
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
4
Ромоданово-Комсомольская
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946310
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-83У1
В НКФ-110-83У1
С НКФ-110-83У1
№ 4375
№ 4376
№ 4385
№ 29487
№ 28138
№ 29444
КТ=0,5S
Ктт=600/5
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
А ТФЗМ-110Б-III У1
ВТФЗМ-110Б-III У1
СТФЗМ-110Б-III У1
А НКФ-110-83У1
В НКФ-110-83У1
С НКФ-110-83У1
№ 668
№ 653
№ 681
№ 29487
№ 28138
№ 29444
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-88
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-83У1
В НКФ-110-83У1
С НКФ-110-83У1
№ 685
№ 296
№ 692
№ 29554
№ 29170
№ 30246
КТ=0,5S
Ктт=600/5
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
6
ТТ
ТН
№ 185
6000
5
яч. №1 "ПМК-13"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946763
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 185
3000
6
яч. №14 "Управление Ком.
ЭС"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946904
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 185
6000
7
яч. №2 Медаево
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946762
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 8425
В--
СТЛМ-10№ 7676
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 1402
-
№ 5166
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 8415
-
№ 8404
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
7
ТТ
ТН
№ 185
6000
8
яч. №3 Апраксино
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946761
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 185
2000
9
яч. №5 "Ст. Нуя"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947111
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
нет ТН
1200
10
ТСН-2
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94344632
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 8424
В--
СТЛМ-10№ 7715
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 04687
-
№ 04533
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
КТ=0,5
Ктт=6000/5
6891-85
А Т-0,66
В Т-0,66
СТ-0,66
№ 18231
№ 09754
№ 62181
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 2,3%
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2.В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
8
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 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 электросчетчиков:
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 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.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» как его неотъемлемая часть.
9
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» - не
менее 20 лет.
В АИИС КУЭПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» используются следующие виды
резервирования:
- 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.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или trial) 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;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
(возможность
10
использования цифровой подписи).
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.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Комсомольская» проводится по документу МИ
3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
cчетчики серии ZMD – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии
многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденным ФГУП
«ВНИИМС 22 января 2007 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи
данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки».
АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
