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) 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 330 кВ «Каменогорская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,2; 0,5; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 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;
−
шкафУСПД,всоставкотороговходитУСПДЭКОМ-3000,блок
бесперебойного питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).
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 330 кВ «Каменогорская» в состав
ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного
времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
2
3
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская» 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
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
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
6600000
SL7000
№ 36109000
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ
ТН
4
АIMB 362
ВIMB 362
СIMB 362
АНКФ-330-У1
ВНКФ-330-У1
СНКФ-330-У1
5
№ 8640912
№ 8640907
№ 8640910
№ 1490573
№ 1490570
№ 1490569
1
ВЛ 330 кВ Л-476
Счетчик
12 3
КТ=0,2
Ктт=2000/1
15855-96
КТ=0,5
Ктн=330000:√3/100:√3
1443-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 0,8% ± 2,2%
Реактивная ± 1,5% ± 1,6%
5
ТТ
ТН
132000
2
ВЛ 110 кВ ЛВК-1
Счетчик
SL7000
№ 36109345
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
3
ВЛ 110 кВ ЛКЗ-1
Счетчик
SL7000
№ 36109416
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
4
ВЛ 110 кВ ЛКЗ-2
Счетчик
SL7000
№ 36109074
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 5622
№ 5621
№ 5623
№ 1019557
№ 1019227
№ 1018967
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 986
№ 981
№ 985
№ 1019557
№ 1019227
№ 1018967
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 987
№ 980
№ 988
№ 1019532
№ 0319697
№ 1019166
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
6
ТТ
ТН
132000
5
ВЛ 110 кВ ЛС-11
Счетчик
SL7000
№ 36109031
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
6
ВЛ 110 кВ ЛС-12
Счетчик
SL7000
№ 36109279
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
7
ОВВ-110кВ
Счетчик
SL7000
№ 36117357
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 989
№ 982
№ 990
№ 1019557
№ 1019227
№ 1018967
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 991
№ 983
№ 992
№ 1019532
№ 0319697
№ 1019166
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 899
№ 644
№ 343
№ 1019557
№ 1019227
№ 1018967
КТ=0,5
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
7
ТТ
ТН
№ 2537
8000
8
КЛ 10 кВ ф. 264-01
Счетчик
SL7000
№ 36109081
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2537
3000
9
КЛ 10 кВ ф. 264-02
Счетчик
SL7000
№ 36109243
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2537
6000
10
КЛ 10 кВ ф. 264-03
Счетчик
SL7000
№ 36109422
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 35292
-
№ 35298
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 61991
-
№ 53235
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 40218
-
№ 5875
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
№ 3130
12000
11
КЛ 10 кВ ф. 264-04
Счетчик
SL7000
№ 36109192
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 3130
12000
12
КЛ 10 кВ ф. 264-05
Счетчик
SL7000
№ 36109249
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 3130
2000
13
КЛ 10 кВ ф. 264-06
Счетчик
SL7000
№ 36109425
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 61986
-
№ 35255
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 61986
-
№ 35255
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 61973
-
№ 53174
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
9
ТТ
ТН
№ 2537
12000
14
КЛ 10 кВ ф. 264-07
Счетчик
SL7000
№ 36109404
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2537
2000
15
КЛ 10 кВ ф. 264-08
Счетчик
SL7000
№ 36117117
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 749
-
№ 569
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
КТ=0,5
Ктт=100/5
№ 269
-
№ 911
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
* Данный канал является информационным.
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
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.
10
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 330 кВ «Каменогорская» как его неотъемлемая часть.
11
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 330 кВ «Каменогорская» - не менее 20
лет.
В АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская» 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 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.
(возможность
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
использования цифровой подписи).
12
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 330 кВ «Каменогорская» АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Каменогорская» 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 SL 7000 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика
поверки», разработанной и утвержденной ВНИИМС в 2004 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «поверка» Руководства по
эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 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».
ГОСТ Р 52425–2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
