Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Белозерная
| Номер в ГРСИ РФ: | 69800-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Белозерная (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 | 69800-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Белозерная |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.012.09 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 69800-17: Описание типа СИ | Скачать | 135.2 КБ | |
| 69800-17: Методика поверки РТ-МП-4753-500-2017 | Скачать | 7.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Белозерная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным 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.
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).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки 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» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем на 1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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 1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ-220 кВ Белозерная - Узловая |
ВСТ кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 17869-05 |
VCU кл.т. 0,2 Ктн = (22(Х)00/\3)/(100/\3) рег. № 53610-13 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
2 |
ВЛ-220 кВ Белозерная -Г азовая I цепь |
ТВ-220 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 82258-21 |
VCU кл.т. 0,2 Ктн = (22(Х)00/\3)/(100/\3) рег. № 53610-13 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
3 |
ВЛ-220 кВ Белозерная -Г азовая II цепь |
ТВ-220 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 82258-21 |
VCU кл.т. 0,2 Ктн = (22000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 53610-13 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
4 |
ОВ-220 кВ |
ТВС-220-40У2 кл.т. 0,5 Ктт = 2000/5 рег. № 73154-18 |
VCU кл.т. 0,2 Ктн = (22000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 53610-13 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
5 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Сороминская I цепь |
ТВ 110-II кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 73517-18 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
6 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Сороминская II цепь |
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 56255-14 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Кольцевая I цепь |
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 56255-14 ТВ кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 32123-06 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
8 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Кольцевая II цепь |
ТВ кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 32123-06 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
9 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Орбита-1 (Пламя) |
ТВ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32123-06 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
10 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Орбита-2 (Орбита) |
ТВ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32123-06 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
11 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Ершовая I цепь |
ТВ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32123-06 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
12 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Ершовая II цепь |
ТВ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32123-06 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
13 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Меридиан I цепь |
ТВ 110-II кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 73517-18 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
14 |
ВЛ-110 кВ Белозерная -Меридиан II цепь |
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 68547-17 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ОВ-110 кВ |
ТВ-110/50 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3190-72 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 75878-19 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
16 |
КЛ 6кВ НПС-1 |
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
17 |
КЛ-6 кВ НПС-5 |
ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 1423-60 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
18 |
КЛ-6 кВ ЦТП-3 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
21 |
КЛ 6 кВ НПС-2 |
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
22 |
КЛ-6 кВ ЦТП-2 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 82221-21 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
23 |
КЛ 6 кВ НПС-6 |
ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 1423-60 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-300 рег. № 19495-03 |
|
24 |
КЛ 0,4 кВ Ростелеком-1 |
ТОП кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 47959-11 |
- |
Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
25 |
КЛ 0,4 кВ Ростелеком-2 |
ТОП кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 47959-11 |
- |
Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 |
КЛ 0,4 кВ Волокно-1 |
ТОП кл.т. 0,5S Ктт = 40/5 рег. № 47959-11 |
- |
Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
27 |
КЛ 0,4 кВ Волокно-2 |
ТОП кл.т. 0,5S Ктт = 40/5 рег. № 47959-11 |
- |
Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
28 |
ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС-Белозёрная №2 |
CA 525 кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 23747-12 |
DFK 525 кл.т. 0,2 Ктн = (5(Х)(Х)0/\3)/(100/\3) рег. № 52352-12 |
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
29 |
ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС-Белозёрная №1 |
ТФЗМ кл.т. 0,5 Ктт = 2000/1 рег. № 83058-21 |
CPB 550 кл.т. 0,2 Ктн = (5(ХХХ)(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 15853-96 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
30 |
ВЛ-220 кВ Белозерная-Факел |
ТВГ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 39246-08 |
VCU кл.т. 0,2 Ктн = (22000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 53610-13 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325 рег. № 37288-08 |
|
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<kM<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 28, 30 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
2 - 4, 29 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
1,7 |
0,9 |
0,7 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,4 |
1,0 | |
|
0,5 |
- |
5,3 |
2,7 |
1,9 | |
|
5, 13 - 17, 21 - 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
6 - 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
9 - 12, 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,2 |
2,2 | |
|
24 - 27 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
2,0 |
1,0 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
2,6 |
1,6 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<kM<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 30 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,1 |
1,3 |
0,9 |
0,9 |
|
0,5 |
1,5 |
1,0 |
0,7 |
0,7 | |
|
2 - 4, 29 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,3 |
2,2 |
1,6 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,4 |
1,0 | |
|
5, 13 - 17, 21 - 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,6 |
1,5 |
1,2 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 - 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,3 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,2 |
1,0 |
0,9 | |
|
9 - 12, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,1 |
2,5 |
1,8 |
1,8 |
|
0,5 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
24 - 27 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,8 |
4,0 |
2,7 |
1,8 |
1,8 |
|
0,5 |
2,6 |
2,0 |
1,3 |
1,3 | |
|
28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
1,8 |
1,4 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,5 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, 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, 28, 30 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,9 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
|
2 - 4, 29 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,3 |
2,8 |
2,0 | |
|
5, 13 - 17, 21 - 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
6 - 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
1,5 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
9 - 12, 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,6 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,3 |
2,3 | |
|
24 - 27 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
2,3 |
1,6 |
1,4 |
1,4 |
|
0,8 |
2,9 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
§2%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<kM<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 30 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,8 |
1,7 |
1,2 |
1,1 |
|
0,5 |
2,1 |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
|
2 - 4, 29 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,7 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,5 |
1,2 | |
|
5, 13 - 17, 21 - 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,5 |
1,9 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,6 |
1,4 | |
|
6 - 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,9 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
|
0,5 |
2,2 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
9 - 12, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,5 |
2,7 |
2,0 |
1,9 |
|
0,5 |
2,9 |
1,8 |
1,4 |
1,4 | |
|
24 - 27 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,8 |
5,0 |
4,0 |
3,5 |
3,5 |
|
0,5 |
4,0 |
3,6 |
3,3 |
3,3 | |
|
28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
1,4 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%q для cos9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для УСПД |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU-325: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
УСПД RTU-300: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ВСТ |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-220 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВС-220-40У2 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ 110-II |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-ЭК исп. М3 |
5 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ |
19 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОП |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
CA 525 |
3 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-220 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения емкостный |
VCU |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 110-57 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
DFK 525 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 550 |
3 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАЛЬФА |
23 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа A1800 |
5 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-300 |
1 шт. |
|
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01 |
1 шт. |
|
Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.012.09ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Белозерная», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311703.
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
