Untitled document

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 330/150/35 кВ №11 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

EA05RAL-В-4

№ 01117920

Мощность и энергия активная

Мощность и энергия реактивная

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

ТТ1

ТТ2

4

АТФРМ 330Б-IIУ1

ВТФРМ 330Б-IIУ1

СТФРМ 330Б-IIУ1

АТФРМ 330Б-IIУ1

ВТФРМ 330Б-IIУ1

СТФРМ 330Б-IIУ1

АНКФ-330

ВНКФ-330

ТН

СНКФ-330-У1

5

№ 3577

№ 3557

№ 3561

№ 3939

№ 3947

№ 3926

№ 1015782

№ 1019335

№ 1053979

1

ВЛ 330 кВ № 11 Мончегорск -

Кольская АЭС (2)

Счетчик

12 3

КТ=0,2

Ктт=2000/1

26444-04

КТ=0,2

Ктт=2000/1

26444-04

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

1443-03

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,0% ± 3,0%

Реактивная ± 1,9% ± 2,7%

5

ТТ1

ТТ2

ТН

6600000

2

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117919

Мощность и энергия активная

Мощность и энергия реактивная

ТТ

ТН

70000

3

Яч. ВЛ-35кВ ЛК-53 ПС-11 ?

ПС-370

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117923

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

4

56

78910

А ТФРМ 330Б-IIУ1

ВТФРМ 330Б-IIУ1

СТФРМ 330Б-IIУ1

А ТФРМ 330Б-IIУ1

ВТФРМ 330Б-IIУ1

СТФРМ 330Б-IIУ1

А НКФ-330

В НКФ-330

С НКФ-330

№ 3628

№ 3879

№ 3362

№ 3601

№ 3604

№ 3597

№ 1012278

№ 1012279

№ 1012285

ВЛ 330 кВ Л-397 Кольская АЭС - № 11

Мончегорск (1)

КТ=0,2

Ктт=2000/1

26444-04

КТ=0,2

Ктт=2000/1

26444-04

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

912-54

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,0% ± 3,0%

Реактивная ± 1,9% ± 2,7%

КТ=0,5

Ктт=1000/5

А ТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

А ЗНОМ-35-65 У1

ВЗНОМ-35-65 У1

СЗНОМ-35-65 У1

№ 11891А

№ 11891В

№ 11891С

№ 1076921

№ 1096710

№ 1097088

КТ=0,5

Ктн=35000:√3/100:√3

912-05

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

6

ТТ

ТН

70000

4

Яч. ВЛ-35кВ ЛК-54 ПС-11 ?

ПС370

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117924

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

№ 265

6000

5

Яч. КЛ-10кВ Ф-1 КРУН-10

ПС-11-КТП-1 РПБ

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117922

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

№ 265

12000

6

Яч. КЛ-10кВ Ф-4 КРУН-10

ПС-11 -ПС-11А

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117925

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

4

56

78910

КТ=0,5

Ктт=1000/5

А ТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

А ЗНОМ-35-65 У1

ВЗНОМ-35-65 У1

СЗНОМ-35-65 У1

№ 11892А

№ 11892В

№ 11892С

№ 1096982

№ 1097014

№ 1076597

КТ=0,5

Ктн=35000:√3/100:√3

912-05

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

№ 84702

-

№ 68924

А ТВЛМ-10

В-

СТВЛМ-10

А

ВНТМИ-10-66

С

КТ=0,5

Ктт=300/5

1856-63

КТ=0,5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

№ 0885

-

№ 0427

А ТЛМ-10

В-

СТЛМ-10

А

ВНТМИ-10-66

С

КТ=0,5

Ктт=600/5

2473-69

КТ=0,5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

7

ТТ

ТН

№ 265

12000

7

Яч. КЛ-10кВ Ф-5 КРУН-10

ПС-11-ПС-25А

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117928

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

4

56

78910

№ 16338

-

№ 16537

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=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

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



(sin



) – 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



(sin



) - 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:

8



параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U

н2

;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I

н2

;

диапазон коэффициента мощности cos



(sin



) - 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 330/150/35 кВ №11 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 330/150/35 кВ №11 - не менее 20 лет.

В АИИС КУЭ ПС 330/150/35 кВ №11 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.



защита информации на программном уровне:



установка двухуровневого пароля на счетчик;



установка пароля на УСПД;



защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации(возможность

использования цифровой подписи).

10

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 330/150/35 кВ №11 АИИС КУЭ ПС 330/150/35 кВ №11

КОМПЛЕКТНОСТЬ

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/150/35 кВ №11 определяется проектной документацией

на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений.

ПОВЕРКА

Поверка АИИС КУЭ ПС 330/150/35 кВ №11 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 документом «Комплексы аппаратно-

программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика

поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 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.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru