| Номер в госреестре | 69255-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Мончегорск |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Мончегорск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 ХМЬ, 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 Мончегорск 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.
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 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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 Мончегорск, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Мончегорск №1 | ТФРМ 330Б кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 26444-04 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 1443-03 НКФ-330 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 2939-72 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 2 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Кольская АЭС - Мончегорск №2 | ТФРМ 330Б кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 26444-04 | НКФ-330 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 2939-72 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 3 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Мончегорск -Оленегорск | ТФРМ 330Б кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Г осреестр № 26444-04 | НКФ-330 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 2939-72 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 4 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 150 кВ, ввод 150 кВ АТ-1 | ТОГФ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Г осреестр № 61432-15 | НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 14626-95 CPB 170 кл.т 0,2 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Г осреестр № 47844-11 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 150 кВ, ввод 150 кВ АТ-2 | ТОГФ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Госреестр № 61432-15 | НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 14626-95 CPB 170 кл.т 0,2 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 47844-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 6 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 150 кВ, ввод 150 кВ АТ-3 | ТОГФ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Госреестр № 61432-15 | НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 14626-95 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 7 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 150 кВ, ввод 150 кВ АТ-4 | ТОГФ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Госреестр № 61432-15 | НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 14626-95 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 8 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Мончегорск - ПС-370 I цепь (ЛК-53) | ТГМ-35 кл.т 0,5S Ктт = 500/1 Госреестр № 59982-15 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 912-70 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 9 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Мончегорск - ПС-370 II цепь (ЛК-54) | ТГМ-35 кл.т 0,5S Ктт = 500/1 Госреестр № 59982-15 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 912-70 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 10 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ввод 35 кВ АТ-1 | ТВТ-35 кл. т 3 Ктт = 5000/5 Госреестр № 3635-88 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 912-70 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 11 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ввод 35 кВ АТ-2 | ТВТ-35 кл. т 3 Ктт = 5000/5 Госреестр № 3635-88 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 912-70 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ввод 35 кВ АТ-3 | ТВТ-35 кл.т 1 Ктт = 5000/5 Г осреестр № 3635-88 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 13 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ввод 35 кВ АТ-4 | ТВТ-35 кл.т 1 Ктт = 5000/5 Г осреестр № 3635-88 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 14 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ТСН-2 35 кВ | ТВ-35/25 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Г осреестр № 3187-72 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 15 | ПС 330 кВ Мончегорск, ОРУ 35 кВ, ТСН-3 35 кВ | ТФНД-35М кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Г осреестр № 3689-73 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 16 | ПС 330 кВ Мончегорск, КРУН 10 кВ, с-10, яч. 1, Ф-1 КТП-1 РПБ | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Г осреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 17 | ПС 330 кВ Мончегорск, КРУН 10 кВ, с-10, яч. 4, Ф-4 ПС-11 А (Ф-52) | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Г осреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 18 | ПС 330 кВ Мончегорск, КРУН 10 кВ, с-10, яч. 5, Ф-5 ПС-25А | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Г осреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 19 | ПС 330 кВ Мончегорск, КРУН 10 кВ, с-10, яч. 3, ТСН-1 10 кВ | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | ПС 330 кВ Мончегорск, ГЩУ-2 0,4 кВ, 1с-0,4 кВ, п.Н-14, шкаф учёта ПАО "МТС", КЛ 0,4 кВ ПАО "МТС" (ввод 1) | - | - | A1820RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
| 21 | ПС 330 кВ Мончегорск, ГЩУ-2 0,4 кВ, 2с-0,4 кВ, п.Н-11, шкаф учёта ПАО "МТС", КЛ 0,4 кВ ПАО "МТС" (ввод 2) | - | - | A1820RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | 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£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 4 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 8, 9, 16 - 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 10, 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5) | 1,0 | - | - | - | ±3,4 |
| 0,9 | - | - | - | ±4,4 | |
| 0,8 | - | - | - | ±5,5 | |
| 0,7 | - | - | - | ±6,8 | |
| 0,5 | - | - | - | ±10,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12, 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 1; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±4,4 | ±2,4 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±2,9 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±6,8 | ±3,5 | ±2,5 | |
| 0,5 | - | ±10,6 | ±5,4 | ±3,8 | |
| 14, 15, 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 | |
| 20, 21 (Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,8 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±1,8 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интер ИК при изме рабочих усл дове | вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в эвиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
| Зщ)0^ | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | ^ %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1 - 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±3,2 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±2,5 | ±2,0 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±2,3 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 4 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,0 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,8 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±2,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 8, 9, 16 - 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,9 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 10, 11 (Счетчик 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) | 0,9 | - | - | - | ±12,5 |
| 0,8 | - | - | - | ±8,5 | |
| 0,7 | - | - | - | ±6,7 | |
| 0,5 | - | - | - | ±4,9 | |
| 12, 13 (Счетчик 0,5; ТТ 1; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±12,5 | ±6,5 | ±4,6 |
| 0,8 | - | ±8,6 | ±4,6 | ±3,3 | |
| 0,7 | - | ±6,8 | ±3,7 | ±2,8 | |
| 0,5 | - | ±5,0 | ±2,8 | ±2,2 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 14, 15, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 20, 21 (Счетчик 1,0) | 0,9 | ±3,6 | ±3,6 | ±3,3 | ±3,3 |
| 0,8 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | |
| 0,5 | ±3,4 | ±3,4 | ±3,2 | ±3,2 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<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 1,2-1н;
- 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-ин1 до 1,1-ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -1н1 до 1,2-1н1;
- 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-ин2 до 1,15-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Для ИК № 10, 11 границы интервала допускаемой угловой погрешности ТТ определен расчетным путем;
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 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:
- счетчики электроэнергии - 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.
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФРМ 330Б | 18 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 12 |
| Трансформатор тока | ТГМ-35 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВТ-35 | 12 |
| Трансформатор тока | ТВ-35/25 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФНД-35М | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330-73 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330 | 8 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 У1 | 5 |
| Трансформатор напряжения | CPB 170 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 15 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 19 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1820RL-P4G-DW-4 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4632-500-2017 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.РИК.020.01ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4632-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Мончегорск. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 05.07.2017 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- 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-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- 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.
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Мончегорск».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Мончегорск
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
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
