Приложение к свидетельству № 55028
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330/110/10 кВ «Дербент-Южная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330/110/10 кВ «Дербент-Южная» (далее по тексту –
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 330/110/10 кВ «Дербент-Южная» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают
в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту –
ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) по
ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч или
Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной
электроэнергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр
№ 17049-09), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, входящим в
состав УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС
Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные
рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту – ПК);
каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительныевходы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
Лист № 2
Всего листов 11
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сеть (далее по тексту – ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала
(основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по
резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений
потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на
глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы
автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных
(далее по тексту – ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга
происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕТССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»
автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа
РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую
синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов
сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция
проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы
счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по
оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с,а с учетом температурной
составляющей – ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по
тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
Лист № 3
Всего листов 11
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.
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
СПО ИВК
АИИС КУЭ
ЕНЭС
(Метроскоп)
№ 1.00
D233ED6393702747769
A45DE8E67B57E
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификацио
Номер версии
нное
(идентификацио
наименование
н-ный номер)
программного
программного
обеспечения
обеспечения
файла
программного
обеспечения
вычисления
Идентификационно
Алгоритм
е наименование
цифрового
идентификатор
а программного
обеспечения
1
2
3
45
ПО АИИС КУЭ
ПС 330/110/10 кВMD5
«Дербент-Южная»
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 ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
ЭКОМ-3000
зав. №
03081903
Госреестр
№ 17049-09
УСПД
6
0 кВ "Дер
1HSE8772148
кл.т 0,2S
Ктт = 1000/1
Зав. № 73; 74; 72
Госреестр № 44699-10
НКФ-М
кл.т 0,5
Зав. № 2521; 4407; 2504
кл.т 0,2S/0,5
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
№НаименованиеСостав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
ИК ИК
ТТТНСч
12345
IMB362
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 1HSE8772150;
1HSE8772149;A1802RALQ-P4GB-DW-4
1
ВЛ 33
Хачмаз"
бент -
Госреестр № 32002-06
Ктн = (330000/√3)/(100/√3)
Зав. № 06386665
ТГФ-330 II*
Госреестр № 26454-04
Госреестр № 31857-06
Лист № 4
Всего листов 11
Ввод ВЛ-110 кВкл.т 0,5
Зав. № 244; 212; 39
НКФ-11
Зав. № 777465; 1000585;
естр №
Зав. № 06386415
Госреестр
3
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 1212; 885; 821
НКФ-11
996532
4
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 202; 213; 245
НКФ-11
естр №
5
ТОГ-110
кл.т 0,5S
Ктт = 1000/1
Зав. № 61Д4; 59Д4; 7Д5
996532
кл.т 0,5
6ОМВ-110Ктт = 1000/1
Зав. № 27; 19; 561
кл.т 0,5
естр №
7
Ввод ВЛ-110 кВ
Дербент-330 –
Геджух (ВЛ-110-157)
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 9702; 9804; 9846
НКФ-11
естр №
8
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 16; 11; 549
НКФ-11
996532
9
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 15; 607; 17
кл.т 1,0
естр №
10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 16303; 16335
кл.т 0,2
Ктн = 6000/100
Зав. № 7329
11
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 74752; 81482
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
кл.т 0,5кл.т 0,2
«Ф13»Зав. № 06386593
Госреестр № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456
ТФНД-110М
кл.т 1,
0
0
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
2
Дербент-330 –Ктт = 1000/1
Ктн = (110000/√3)/(100/√3)кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Геджух (ВЛ-110-156)
Госреестр № 2793-71
Госре
777476
922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
Ввод ВЛ-110 кВ
ТФНД-110М
кл.т 0,
5
0
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Дербент-330 – Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Белиджи (ВЛ-110-Зав. № 1005292; 1005291;Зав. № 06386417
Госреестр
122)
Госреестр № 2793-71
Госреестр № 922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
Ввод ВЛ-110 кВ
ТФНД-110М
кл.т 1,
0
0
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Дербент-330 – Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Белиджи (ВЛ-110-Зав. № 777465; 1000585;Зав. № 06386366
Госреестр
107)
Госреестр № 2793-71
Госре
777476
922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
НКФ-110
Ввод ВЛ-110 кВкл.т 0,5А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Дербент-330 – Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Каякент-Тяговая (ВЛ-Зав. № 1005292; 1005291;Зав. № 06386590
Госреестр
110-115)
Госреестр № 26118-06
Госреестр № 922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
ТФНД-110М
НКФ-110
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Зав. № 1005292; 1005291;Зав. № 06386468
Госреестр
Госреестр № 2793-71
Госре
996532
922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
ТФЗМ-110Б-1У1
кл.т 0,
5
0
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Зав. № 1005292; 1005291;Зав. № 06386416
Госреестр
Госреестр № 2793-88
Госре
996532
922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
Ввод ВЛ-110 кВ
ТФНД-110М
кл.т 0,
5
0
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Дербент-330 - Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Дербент-СевернаяЗав. № 1005292; 1005291;Зав. № 06386591
Госреестр
(ВЛ-110-123)
Госреестр № 2793-71
Госреестр № 922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
Ввод ВЛ-110 кВ
ТФНД-110М
НКФ-110
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Дербент-330 – Ктн = (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Изберг-СевернаяЗав. № 777465; 1000585;Зав. № 06386414
Госреестр
(ВЛ-110-105)
Госреестр № 2793-71
Госре
777476
922-54
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
ТВЛМ-10НАМИ-10
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Ячейка КВЛ-6 кВ кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
«Ф9»Зав. № 06386578
Госреестр
Госреестр № 1856-63 Госреестр № 11094-87
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
ТВЛМ-10НТМИ-6
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
Ячейка КВЛ-6 кВ кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
«Ф6»Зав. № 06386403
Госреестр
Госреестр № 1856-63 Госреестр № 831-53
Госреестр № 31857-06
№ 17049-09
ТВЛМ-10НАМИ-10
А1802RALQ-P4GB-DW-4
ЭКОМ-3000
12
Ячейка КВЛ-6 кВ
Ктт = 600/5
Ктн = 6000/100
кл.т 0,2S/0,5
зав. № 03081903
Зав. № 33544; 74579Зав. № 7329
Госреестр № 1856-63 Госреестр № 11094-87
Госреестр
№ 17049-09
Лист № 5
Всего листов 11
13
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф10»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 85728; 85742
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386592
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
14
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф16»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 16340; 16321
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386663
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
15
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф2»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 16829; 16855
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386580
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
16
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф8»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 85778; 85737
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386569
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
17
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф7»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 16598; 16380
Госреестр № 1856-63
НАМИ-10
кл.т 0,2
Ктн = 6000/100
Зав. № 7329
Госреестр № 11094-87
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386662
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
18
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф4»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 81484; 81240
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386405
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
19
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф14»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 72904; 97927
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386664
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
20
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф11»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 80455; 80424
Госреестр № 1856-63
НАМИ-10
кл.т 0,2
Ктн = 6000/100
Зав. № 7329
Госреестр № 11094-87
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386579
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
21
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф1»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 80503; 80486
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1248
Госреестр № 831-53
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386566
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
22
Ячейка КВЛ-6 кВ
«Ф5»
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 16600; 16345
Госреестр № 1856-63
НАМИ-10
кл.т 0,2
Ктн = 6000/100
Зав. № 7329
Госреестр № 11094-87
А1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386567
Госреестр № 31857-06
ЭКОМ-3000 зав.
№ 03081903
Госреестр
№ 17049-09
Продолжение таблицы 2
123456
Лист № 6
Всего листов 11
0,8-±3,1±2,0±1,8
0,7-±3,4±1,8±1,3
10, 12, 17, 20, 22
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0-±1,8±1,1±0,9
1, 3, 6 – 8, 11, 13 – 16,0,9-±2,3±1,3±1,0
18, 19, 210,8-±2,8±1,6±1,2
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7-±3,5±1,9±1,5
0,5 - ±5,4 ±2,9 ±2,2
1,0 - ±2,0 ±1,4 ±1,3
2, 4, 9
0,9-±2,5±1,7±1,5
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0)
0,7-±3,8±2,4±2,1
0,5 - ±5,8 ±3,6 ±3,1
1,0 ±1,8 ±1,1 ±0,9 ±0,9
50,9±2,3±1,3±1,0±1,0
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН0,8±2,9±1,6±1,2±1,2
0,5)
0,7±3,5±2,0±1,5±1,5
0,5±5,4±3,0±2,2±2,2
1,0 -±1,7±0,9±0,7
0,9 -±2,2±1,2±0,8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8-±2,8±1,4±1,0
0,5-±5,3±2,7±1,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±6,3±3,4±2,5
0,7-±3,4±1,9±1,4
1, 3, 6 – 8, 11, 13 – 16,
0,8-±4,3±2,3±1,7
18, 19, 21
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,5 - ±2,4 ±1,4 ±1,1
0,9 - ±6,8 ±4,2 ±3,5
2, 4, 90,8-±4,6±2,9±2,5
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0) 0,7-±3,7±2,3±2,0
0,5 - ±2,7 ±1,8 ±1,6
0,9 ±6,3 ±3,4 ±2,5 ±2,5
50,8±4,3±2,3±1,7±1,7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) 0,7±3,4±1,9±1,4±1,4
0,5 ±2,4 ±1,4 ±1,1 ±1,1
0,9 - ±6,2 ±3,2 ±2,2
10, 12, 17, 20, 22 0,8 - ±4,2 ±2,2 ±1,5
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,7 - ±3,3 ±1,7 ±1,2
0,5 - ±2,4 ±1,2 ±0,9
0,8-±3,2±2,1±1,9
0,7-±3,5±1,9±1,4
10, 12, 17, 20, 22
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
Номер ИКcosφ
эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0-±1,9±1,2±1,0
1, 3, 6 – 8, 11, 13 – 16,0,9-±2,4±1,4±1,2
18, 19, 210,8-±2,9±1,7±1,4
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7-±3,6±2,0±1,6
0,5 - ±5,5 ±3,0 ±2,3
1,0 - ±2,1 ±1,5 ±1,4
2, 4, 9
0,9-±2,6±1,8±1,6
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0)
0,7-±3,8±2,5±2,2
0,5 - ±5,9 ±3,7 ±3,1
1,0 ±1,9 ±1,2 ±1,0 ±1,0
50,9±2,4±1,4±1,2±1,2
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН0,8±2,9±1,7±1,4±1,4
0,5)
0,7±3,6±2,0±1,6±1,6
0,5±5,5±3,0±2,3±2,3
1,0 -±1,8±1,1±0,9
0,9 -±2,3±1,3±1,0
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8-±2,8±1,6±1,2
2, 4, 9
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 1,0)
10, 12, 17, 20, 22
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,2)
0,5-±5,3±2,8±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1, 3, 6 – 8, 11, 13 – 16, 0,9 - ±6,3 ±3,4 ±2,5
18, 19, 21 0,8 - ±4,3 ±2,3 ±1,7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
0,7 - ±3,4 ±1,9 ±1,4
ТН 0,5)
0,5 - ±2,4 ±1,4 ±1,1
0,9-±6,8±4,2±3,5
0,8-±4,6±2,9±2,5
0,7-±3,7±2,3±2,0
0,5-±2,7±1,8±1,6
0,9 ±6,3±3,4±2,5±2,5
50,8±4,3±2,3±1,7±1,7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) 0,7±3,4±1,9±1,4±1,4
0,5±2,4±1,4±1,1±1,1
0,9 -±6,2±3,2±2,2
0,8 -±4,2±2,2±1,5
0,7 -±3,3±1,7±1,2
0,5 -±2,4±1,2±0,9
Лист № 8
Всего листов 11
Примечания:
1 Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
;
2 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков
-от 18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1;
диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2;
диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С.
5 Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчик электроэнергии "Альфа А1800" – среднее время наработки на отказ не
менее 120000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
-
счетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
Лист № 9
Всего листов 11
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
при отключении питания – до 5 лет;
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток;
при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИ
1
1 ТТ
2 ТТ
3 ТТ
4 ТТ
5 ТТ
6 ТТ
7 ТН
8 ТН
9 ТН
10 ТН
Тип
2
IMB362
ТГФ-330 II*
ТФНД-110М
ТОГ-110
ТФЗМ-110Б-1У1
ТВЛМ-10
НКФ-М
НКФ-110
НАМИ-10
НТМИ-6
Кол-во, шт.
3
3
3
18
3
3
26
3
6
1
1
11 Счетчик
12 УСПД
13 Методика поверки
A1802RALQ-P4GB-DW-422
ЭКОМ-3000 1
МП 1816/500-20131
14 Паспорт – формуляр
АУВП.411711.ФСК.065.04.ПС-ФО1
Лист № 10
Всего листов 11
Поверка
осуществляется по документу МП 1816/500-2013 "ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
330/110/10 кВ «Дербент-Южная». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ
"Ростест-Москва" 30.01.2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки";
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя";
-
для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006
утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
-
для УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с методикой "ГСИ. Комплекс
программно-техническийизмерительныйЭКОМ-3000.Методикаповерки.
ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной 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;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и
падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по
МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330/110/10 кВ
«Дербент-Южная»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/006-2014 от 11.03.2014 г.
системе
учета
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияк
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330/110/10 кВ «Дербент-Южная»
1 ГОСТ 22261-94 с изм. "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".
4 ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5 ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S.
Лист № 11 Trial
листов 11
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС")
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел.: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.
"____"_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.