| Номер в госреестре | 69315-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Тихорецк |
| 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 500 кВ Тихорецк (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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) 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.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Тихорецк 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 УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ 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. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
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.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК | ||||
| № ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 500кВ Ростовская АЭС -Тихорецк № 1 | IOSK 550 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 26510-04 | TEMP 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) Госреестр № 25474-03 | A1802RALX- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 2 | ВЛ 500кВ Ростовская АЭС -Тихорецк № 2 | ТФЗМ 500Б-П Т1 кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Госреестр № 6541-78 ТФЗМ 500Б Т1 кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Госреестр № 26546-04 | TEMP 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) Госреестр № 25474-03 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 3 | ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС-Т ихорецк (Л-502) | ТФЗМ 500Б Т1 кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Госреестр № 26546-04 | TEMP 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) Госреестр № 25474-03 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 4 | ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС-Т ихорецк | STSG кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Госреестр № 46666-11 | ^55-VT3 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3)/(100/V3) Госреестр № 48448-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 5 | ВЛ-110 кВ Тихорецк-Леушковская | ТВГ-110-0,2 кл.т 0,2 Ктт = 600/5 Госреестр № 22440-07 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ВЛ-110 кВ Тихорецк-Новопокровская | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 7 | ВЛ-110 кВ Тихорецк - НПС I цепь | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 8 | ВЛ-110 кВ Тихорецк - НПС II цепь | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 9 | ВЛ-110 кВ Тихорецк - Рассвет | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 10 | ВЛ-110 кВ Тихорецк-Малороссийская | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 11 | ОМВ-110 кВ | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 750/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 12 | ВЛ 35 кВ Тихорецк -Воровского Ц-I | SB 0,8 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Госреестр № 20951-08 | VEF36 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 43241-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ВЛ 35 кВ Тихорецк -Воровского Ц II | SB 0,8 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Госреестр № 20951-08 | VEF36 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 43241-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 14 | ВЛ 35 кВ Тихорецк -Вымпел | SB 0,8 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Госреестр № 20951-08 | VEF36 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 43241-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 15 | ВЛ 35 кВ Тихорецк -Южная Ц I | SB 0,8 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Госреестр № 20951-08 | VEF36 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 43241-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 16 | ВЛ 35 кВ Тихорецк -Южная Ц II | SB 0,8 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Госреестр № 20951-08 | VEF36 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Госреестр № 43241-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 17 | КЛ-10 кВ Тх-103 (Комбикормовый завод) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 18 | КЛ 10 кВ Тх-104 (Фастовецкая) | ТПЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 19 | КЛ 10 кВ Тх-105 (Фастовецкая) | ТПЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | КЛ 10 кВ Тх-107 (Мельница) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 21 | КЛ 10 кВ Тх-108 (Мельница) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 22 | КЛ 10 кВ Тх-110 (Комбикормовый) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 23 | КЛ 10 кВ Тх-113 (Водозабор) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 24 | КЛ 10 кВ Тх-114 (Водозабор) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 25 | КЛ 6 кВ Тх-13 (ПМК-405) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 2611-70 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 26 | КЛ-6 кВ Тх-17 (Город) | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 2611-70 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 27 | КЛ-6 кВ Тх-20 (ТЭС) | ТПЛ-10-2 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 30709-11 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 28 | КЛ-6 кВ Тх-6 (АО подрядчик) | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 29 | КЛ-6 кВ Тх-8 (Черёмушки) | ТПЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 30 | КЛ-6 кВ фидер Тх-10 (РРС-5) | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53 | ZМD402СТ41.0457 S3 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 53319-13 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 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<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4 (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 | |
| 2, 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 0,7 | - | ±1,6 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 0,5 | - | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 5 (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 | |
| 6 - 11 (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 | |
| 12 - 16 (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 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 17, 20 - 25, 27 (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 | |
| 18, 19, 26, 28 - 30 (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 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, | ||
| 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 (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 | |
| 2, 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,8 | - | ±2,4 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 5 (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 | |
| 6 - 11 (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 | |
| 12 - 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 17, 20 - 25, 27 (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 | |
| 18, 19, 26, 28 - 30 (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 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(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 • !н до 1,2•Iн;
- 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/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2Пн1;
- 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^н2 до 1,15 ^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Пн2 до 2Пн2;
- 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 ZMD - среднее время наработки до отказа 220000 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 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. |
| Трансформатор тока | IOSK 550 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 500Б-П Т1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 500Б Т1 | 9 |
| Трансформатор тока | STSG | 3 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110-0,2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 18 |
| Трансформатор тока | SB 0,8 | 15 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-2 | 16 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | TEMP 550 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ^55-VT3 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | VEF36 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALX-P4GB-DW-4 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZМD402СТ41.0457 S3 | 23 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4576-500-2017 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.067.05Ф0 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4576-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Тихорецк . Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.07.2017 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 500 кВ Тихорецк».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Тихорецк
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 | 5 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
