2
−
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, ИВК, 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 220/110/35/6 кВ «Варьеган» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,2S; 0,5; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2;
0,5 и cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности
0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – ИВКЭ состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) и
технических средств приема-передачи данных.
УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет и
архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с
привязкой ко времени, передачу этой информации в ИВК ЦСОД (Центр Сбора и Обработки
Данных) МЭС Западной Сибири. Полученные значения накапливаются в энергонезависимой
памяти УСПД. Архивы обновляются циклически и обеспечивают хранение информации в
энергонезависимой памяти. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не
менее 4 лет. Точное значение глубины хранения информации определяется при
конфигурировании УСПД.
Передача информации от электросчетчиков до УСПД осуществляется по проводным
линиям связи (интерфейс RS-485), от УСПД до сервера ЦСОД МЭС Западной Сибири – по
сетям спутниковой и сотовой связи.
3-й уровень системы – уровень ИВК. Этот уровень обеспечивает выполнение
следующих функций:
−
сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
−
обработку данных и их архивирование;
−
хранение информации в базе данных сервера АИИС КУЭ ЕНЭС;
−
доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК состоит из сервера АИИС КУЭ ЕНЭС (в ЗАО «Метростандарт») и сервера базы
данных ЦСОД АИИС КУЭ МЭС Западной Сибири, а также аппаратуры приема-передачи
данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации.
Сбор данных коммерческого учета электроэнергии осуществляется на сервер АИИС
КУЭ ЕНЭС, далее с него осуществляется репликация данных на сервер ЦСОД МЭС
Западной Сибири.
К уровню ИВК АИИС КУЭ относятся также автоматизированные рабочие места
(АРМ) пользователей системы. АРМ функционируют на IBM PC совместимых компьютерах
в среде Windows XP. АРМ подключаются к серверу БД через ЛВС по протоколу TCP/IP.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
ПС.
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.
3
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.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ
«Варьеган» осуществляется УСПД каждые 30 мин. Установка системы точного времени
реализована на входящем в состав УСПД ЭКОМ-3000 GPS-приемнике, корректирующем
системное время УСПД. Остальное оборудование АИИС КУЭ синхронизируется по УСПД.
В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 4 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
132000
EA02RAL-B-4
№ 01113489
Активная
Реактивная
не нормируется*
не нормируется*
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
678
9
10
ТТ
ТН
4
АТФНД-110М
ВТФНД-110М
СТФНД-110М
АНКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
5
№ 17421
№ 17436
№ 11970
№ 12725
№ 13026
№ 12081
1
ВЛ-110 Варьеган-
Бахиловская
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-88
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
trial-97
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
5
ТТ
ТН
132000
2
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 01113448
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется*
не нормируется*
ТТ
ТН
132000
3
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113426
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
132000
4
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113311
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 ТФЗМ 110Б-IУ1
ВТФЗМ 110Б-IУ1
СТФЗМ 110Б-IХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 27867
№ 27856
№ 28172
№ 12725
№ 13026
№ 12081
ВЛ-110 Варьеган-Мачтовая-1
КТ=0,5
Ктт=600/5
26420-04
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
А ТФНД-110М
ВТФНД-110М
СТФНД-110М
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 11529
№ 9664
№ 11395
№ 57254
№ 13026
№ 12081
ВЛ-110 Варьеган-Мачтовая-3
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
А ТФЗМ 110Б-1 У1
ВТФЗМ 110Б-1 У1
СТФЗМ 110Б-1 У1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 27852
№ 27865
№ 27854
№ 10795
№ 11903
№ 12078
ВЛ-110 Варьяган-Мачтовая-2
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-88
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
6
ТТ
ТН
132000
5
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113461
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
6
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113453
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
7
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113496
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФНД-110М
ВТФНД-110М
СТФНД-110М
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 11531
№ 11857
№ 11803
№ 10795
№ 11903
№ 12078
ВЛ-110 Варьяган-Мачтовая-4
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-IХЛ1
ВТФЗМ-110Б-IУ1
СТФЗМ-110Б-IХЛ1
А НКФ-110-57 У1
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 30241
№ 30142
№ 30240
№ 57254
№ 13026
№ 12081
ВЛ-110 Варьяган-Меридиан-
1
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-88
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТРГ-110 IIУХЛ1
ВТРГ-110 IIУХЛ1
СТРГ-110 IIУХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1612
№ 1613
№ 1614
№ 10795
№ 11903
№ 12078
ВЛ-110 Варьяган-Меридиан-
2
КТ=0,2S
Ктт=120/1
26813-06
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 0,8% ± 1,8%
Реактивная ± 1,5% ± 1,4%
7
ТТ
ТН
132000
8
ВЛ-110 Варьяган-Северо-
Хохряковская
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113497
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
9
ПС Варьяган ОВ-110кВ
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113463
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 103
14000
10
ВЛ-35 Ф № 1
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113486
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФЗМ-150Б-IУ1
В ТФЗМ-150Б-IУ1
С ТФЗМ-150Б-IУ1
А НКФ-110-57 У1
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 2210
№ 2214
№ 2218
№ 10795
№ 11903
№ 12078
КТ=0,5
Ктт=600/5
5313-76
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М-II
В ТФНД-110М-II
С ТФНД-110М-II
А НКФ-110-57 У1
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 2823
№ 2795
№ 2805
№ 57254
№ 13026
№ 12081
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 46663
-
№ 46680
А ТФЗМ-35А-ХЛ1
В-
СТФЗМ-35А-ХЛ1
А
ВНАМИ-35 УХЛ1
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
8555-81
КТ=0,5
Ктн=35000/100
19813-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
№ 111
14000
11
ВЛ-35 Ф № 2
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113494
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 103
14000
12
ВЛ-35 Ф № 3
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113498
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
№ 111
14000
13
ВЛ-35 Ф № 4
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113429
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
№ 2168
-
№ 6995
А ТФЗМ-35А-У1
В-
СТФЗМ-35А-У1
А
ВНАМИ-35 УХЛ1
С
КТ=3
Ктт=200/5
3690-73
КТ=0,5
Ктн=35000/100
19813-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 46677
-
№ 46670
А ТФЗМ-35А-ХЛ1
В-
СТФЗМ-35А-ХЛ1
А
ВНАМИ-35 УХЛ1
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
8555-81
КТ=0,5
Ктн=35000/100
19813-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 45414
-
№ 45418
А ТФЗМ-35А-ХЛ1
В-
СТФЗМ-35А-ХЛ1
А
ВНАМИ-35 УХЛ1
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
8555-81
КТ=0,5
Ктн=35000/100
19813-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
9
ТТ
ТН
№ 213
3600
14
ВЛ- 6кВ Ф № 22
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113462
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 213
7200
15
ВЛ-6 Ф № 16
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113437
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 183
3600
16
ВЛ-6 Ф № 10
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113427
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
№ 12748
-
№ 12668
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=н/д
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 81430
-
№ 01058
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 25409
-
№ 21846
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
10
ТТ
ТН
№ 183
1200
17
ВЛ-6 Ф № 12
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113454
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 213
12000
18
ВЛ-6 Ф № 14
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113457
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 213
3600
19
ВЛ-6 Ф № 18
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113495
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
№ 52241
-
№ 35090
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 5722
-
№ 24450
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=н/д
Ктт=1000/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 71612
-
№ 79359
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
11
ТТ
ТН
№ 183
3600
20
ВЛ-6 Ф № 2
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113434
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 213
1800
21
ВЛ-6 Ф № 20
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113499
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 213
1800
22
ВЛ-6 Ф № 24
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113638
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
№ 12678
-
№ 12667
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=н/д
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 44569
-
№ 62746
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 62986
-
№ 62956
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
ТТ
ТН
№ 183
3600
23
ВЛ-6 Ф № 4
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113654
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 183
2400
24
ВЛ-6 Ф № 6
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113480
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 183
7200
25
ВЛ-6 Ф № 8
Счетчик
EA02RAL-B-4
№ 1113456
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
№ 19331
-
№ 11632
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 9351
-
№ 4383
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=н/д
Ктт=200/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
№ 33199
-
№ 33180
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10-95УХЛ2
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,2
Ктн=6000/100
20186-00
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
* Данный канал является информационным.
Примечания:
−
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);
−
В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
12
13
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
−
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.
−
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.
−
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
0
п
,
а
8
р
7
а
)
м
;
е
ч
т
ас
р
т
ы
о
с
т
е
а
т
-
и
(
:
5
д
0
и
±
ап
0
а
,5
зо
)
н
Гц
п
;
ервичного 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 ÷
−
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.
−
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 220/110/35/6 кВ «Варьеган» как его неотъемлемая часть.
14
Показатели надежности АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» :
−
средняя наработка до отказа ТТ и ТН не менее 300000 ч;
−
средний срок службы ТТ и ТН не менее 25 лет;
−
средняя наработка на отказ счетчиков электрической энергии не менее 35000 ч;
−
среднее время восстановления счетчиков электрической энергии не более 168 ч;
−
средняя наработка на отказ ИВКЭ не менее 35000 ч;
−
среднее время восстановления ИВКЭ не более 24 ч;
−
коэффициент готовности ИВКЭ и СОЕВ не меньше 0,95;
−
среднее время восстановления СОЕВ не более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» - не менее
20 лет.
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.
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи).
Глубина хранения информации:
•
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, журнал событий – не менее 35 сут;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
сут;
•
ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее 4 лет.
15
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220/110/35/6 кВ «Варьеган» 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 ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП
«Ростест-Москва» в сентябре 2007 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.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
