68465-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 68465-17
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
68465-17: Описание типа СИ Скачать 139.8 КБ
68465-17: Методика поверки РТ-МП-4499-500-2017 Скачать 824.3 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 68465-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ АУВП.411711.ФСК.017.20
Производитель / Заявитель

ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

Поверка

Зарегистрировано поверок 5
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 5 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

68465-17: Описание типа СИ Скачать 139.8 КБ
68465-17: Методика поверки РТ-МП-4499-500-2017 Скачать 824.3 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий 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 Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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; 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 измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программноаппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.

Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Тихвин-Литейный ПАО «ФСК 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 шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени 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 ±2 с.

При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО 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.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

не ниже 1.00

Цифровой идентификатор ПО

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав первого и второго уровней ИК

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный (ВЛ-423/АТ-4)

ТФУМ 330А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 4059-74

НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Г осреестр № 1443-03

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

2

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный (ВЛ-423/АТ-3)

ТФУМ 330А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 4059-74

НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Г осреестр № 1443-03

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

3

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Тихвин-Литейный -Пикалёвская

ТФНД-220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 65723-16

НКФ-220 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Г осреестр № 26453-04

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

4

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 220 кВ, ОВ-220 кВ

ТФЗМ 220Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 6540-78

НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Г осреестр № 14626-95

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

5

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Культура -Тихвин-Литейный (ВЛ 110кВ Тихвинская-1)

ТФНД-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64841-16

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

6

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - ПГВ-2 Кировский завод II цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-2)

ТФНД-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64841-16

НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

7

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - ПГВ-2 Кировский завод I цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-3)

ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 250/1 Г осреестр № 61432-15

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

8

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-1 Кировский завод II цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-4)

ТФЗМ 110Б-ПУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 2793-88

НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

9

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-1 Кировский завод I цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-5)

ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 250/1 Г осреестр № 61432-15

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

10

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-3 Кировский завод №1 (ВЛ 110 кВ Тихвинская-6)

ТФНД-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64841-16

НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

11

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-3 Кировский завод №2 (ВЛ 110 кВ Тихвинская-7)

ТФНД-110М-П кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64841-16

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

12

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-4 Кировский завод II цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-8)

ТФНД-110М-П кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64839-16

НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

13

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ-4 Кировский завод I цепь (ВЛ 110 кВ Тихвинская-9)

ТФНД-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 64841-16

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

14

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -Тихвин-город с отпайкой на ПС Тихвин-тяговая (ВЛ 110 кВ

Бокситогорская-3)

ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Г осреестр № 36672-08

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

15

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный -ПГВ Бокситогорского глиноземного завода II цепь с отпайкой на ПС Тихвин-тяговая (ВЛ 110 кВ

Бокситогорская-4)

ТФНД-110Б II У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 65722-16

НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

16

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - ПГВ Бокситогорского глиноземного завода I цепь с отпайкой на ПС Сведвуд (ВЛ 110 кВ Бокситогорская-5)

ТФЗМ 110Б-ПУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 2793-88

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

17

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - Кайвакса с отпайкой на ПС Т ихвин-Западная (ВЛ 110 кВ Березовская-1)

ТФЗМ 110Б-

ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 2793-88

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

18

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - Большой Двор (ВЛ 110 кВ Большедворская-1)

ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 16023-97

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

19

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, 2ОВ-110

ТФЗМ 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 2793-88

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

20

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, 1ОВ-110

ТФЗМ 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Г осреестр № 2793-88

НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 60353-15

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

21

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Тихвин-Литейный - Тихвин-Западная (ВЛ 110 кВ

Березовская-2)

TG145 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Г осреестр № 30489-05

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84

SL761B071 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

22

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, КРУН 10 кВ, 2с 10 кВ, ВЛ 10 кВ ф. РТС-3

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Г осреестр № 1856-63

НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87

SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

23

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОПУ 330 кВ, 1с 0,4 кВ, Панель №4, КЛ 0,4 кВ ПАО "ВымпелКом" (ввод 1)

-

-

A1820RL-P4G-

DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-11

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

24

ПС 330 кВ Тихвин-Литейный, ОПУ 330 кВ, 2с 0,4 кВ, Панель №9, КЛ 0,4 кВ ПАО "ВымпелКом" (ввод 2)

-

-

A1820RL-P4G-

DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-11

ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК

COSф

Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

6

1 - 4, 6, 8, 10 - 12, 15, 17 - 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

5, 13, 16, 20, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

1,0

-

±1,8

±1,1

±0,9

0,9

-

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

-

±2,8

±1,6

±1,2

0,7

-

±3,5

±1,9

±1,4

0,5

-

±5,3

±2,8

±2,0

7, 9, 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,2

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,3

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,5

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±1,9

±1,4

±1,1

±1,1

21 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,2

±1,9

±1,7

±1,7

0,5

±2,7

±2,3

±2,0

±2,0

23, 24 (Счетчик 0,5S)

1,0

-

±1,3

±1,3

±1,3

0,9

-

±1,4

±1,4

±1,4

0,8

-

±1,5

±1,4

±1,4

0,7

-

±1,6

±1,5

±1,5

0,5

-

±1,8

±1,5

±1,5

Номер ИК

COSф

Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

1

2

3

4

5

6

1 - 4, 6, 8, 10 - 12, 15, 17 - 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,5

±2,5

±1,9

0,7

-

±3,6

±2,1

±1,6

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,4

5, 13, 16, 20, 22 (Счетчик 0,5;

ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,9

-

±6,4

±3,3

±2,3

0,8

-

±4,4

±2,4

±1,7

0,7

-

±3,5

±1,9

±1,5

0,5

-

±2,7

±1,5

±1,2

7, 9, 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±3,6

±2,1

±1,4

±1,3

0,8

±2,8

±1,7

±1,2

±1,1

0,7

±2,4

±1,5

±1,1

±1,1

0,5

±2,1

±1,4

±1,0

±1,0

21 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±6,5

±3,8

±2,6

±2,4

0,8

±5,1

±3,1

±2,2

±2,1

0,7

±4,5

±2,9

±2,1

±2,0

0,5

±4,0

±2,6

±2,0

±1,9

23, 24 (Счетчик 1,0)

0,9

-

±3,6

±3,3

±3,3

0,8

-

±3,5

±3,3

±3,3

0,7

-

±3,5

±3,2

±3,2

0,5

-

±3,4

±3,2

±3,2

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

3 Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-!н;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

- частота - (50+0,15) Гц.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01-Ih1 до 1,2-Ih1;

- частота - (50+0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8<’||2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •1н2 до 2^Ih2;

- частота - (50+0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, 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;

- счетчики электроэнергии SL 7000 - среднее время наработки на отказ 20 лет;

- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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 шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электроэнергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках электроэнергии;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергиии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТФУМ 330А-У1

6

Трансформатор тока

ТФНД-220

3

Трансформатор тока

ТФЗМ 220Б-ГУ У1

3

Трансформатор тока

ТФНД-110

12

Трансформатор тока

ТОГФ-110

6

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-ГГУ1

6

Трансформатор тока

ТФНД-110М-ГГ

6

Трансформатор тока

ТГФМ-110

3

Трансформатор тока

ТФНД-110Б II У3

3

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-ШУ1

9

Трансформатор тока

ТФМ-110

3

Трансформатор тока

TG145

3

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НКФ-330-73

3

Трансформатор напряжения

НКФ-220

3

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

3

Трансформатор напряжения

НКФ110-83ХЛ1

3

Трансформатор напряжения

НКФ110-83У1

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный

SL761DCB

21

Счетчик электрической энергии многофункциональный

SL761B071

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный

A1820RL-P4G-DW-4

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Методика поверки

РТ-МП-4499-500-2017

1

Формуляр

АУВП.411711.ФСК.017.20ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4499-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.06.2017 г.

Основные средства 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/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электроэнергии SL 7000 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2004 г.;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.

- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;

- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;

- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Тихвин-Литейный».

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Смотрите также

68466-17
ДРС Датчики расхода
АО ИПФ "Сибнефтеавтоматика" (Сибна), г.Тюмень
Датчики расхода ДРС предназначены для измерений объема и объемного расхода жидкости.
Весы рольганговые тензометрические для технологического взвешивания PRESTAR 15010-21-000 (далее - весы) предназначены для статического измерения массы труб.
68468-17
Вега-Соник ВС-12 Расходомеры-счетчики
ООО НПП "Вега", дер.Котляково
Расходомеры-счетчики «Вега-Соник ВС-12» предназначены для измерений скорости, объемного расхода (объема), молекулярного веса природного, попутного и свободного нефтяного, факельного и других газов, а также вычисления объемного расхода и объема попутн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Красный Яр (далее - АИИС КУЭ ПС 220 кВ Красный Яр) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хран...
68470-17
АР2013 Датчики ускорения
ООО "ГлобалТест", г.Саров
Датчики ускорения АР2013 (далее - датчики) предназначены для измерений ускорения по трём взаимноортогональным направлениям в измерительных системах параметров сейсмовзрывного воздействия при проведении научных исследований.