Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО "Зарамагские ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 43858-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва |
Для измерений и коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО "Зарамагские ГЭС", предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности). Область применения: в ОАО "Зарамагские ГЭС" и граничащих с ним по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 43858-10 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО "Зарамагские ГЭС" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | a1e64b04-8251-872e-4244-b264c8e43755 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2010 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 и тех.документация ОАО "Зарамагские ГЭС", г. Владикавказ |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
| Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
| Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
| Телефон | (8*095) 437-55-77 |
| Факс | 437-56-66 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 39178 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 01д от 18.03.10 п.19 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г. Москва
Россия
123995, ГСП-5, Бережковская наб., 16, к.2 Тел.(495) 240-98-97, Факс 240-45-79, 221-6714, E-mail: askue@ecn.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 14.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
43858-10: Описание типа
2024-43858-10.pdf
|
Скачать | 317.6 КБ | |
|
43858-10: Методика поверки
2024-mp43858-10.pdf
|
Скачать | 2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи, источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает в промышленный контроллер. В контроллере происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на контроллере, далее информация поступает на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных при помощи АРМ.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Взаимодействие АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС» с ИАСУ КУ НП «АТС», филиалом ОАО «СОЦ-ДУ» ОДУ Юга «Северокавказское РДУ» организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:
- интерфейс передачи коммерческой информации;
- интерфейс передачи технической информации;
- интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации времени ИСС (регистрационный номер 71235-18).
Сравнение шкалы времени сервера с ИСС происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и ИСС более, чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени УСПД проводится при расхождении времени УСПД и сервера более, чем на ±1с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более, чем на ±1с.
Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера ИВК, а также указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Средству измерений присвоен заводской номер 422200036.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их кодирования.
ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимой частью ПО «Пирамида 2.0» являются файлы BinaryPackControls.dll, CheckDataIntegrity.dll, ComIECFunctions.dll, ComModbusFunctions.dll,
ComStdFunctions.dll, DateTimeProcessing.dll, SafeValuesDataUpdate.dll,
SimpleVerifyDataStatuses.dll, SummaryCheckCRC.dll, ValuesDataProcessing.dll.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0», установленного
в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида 2.0» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 10.8 |
|
Цифровые идентификаторы ПО для модулей: | |
|
BinaryPackControls.dll |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
|
CheckDataIntegrity.dll |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
|
ComIECFunctions.dll |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
ComModbusFunctions.dll |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
ComStdFunctions.dll |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
DateTimeProcessing.dll |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
SafeValuesDataUpdate.dll |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
SummaryCheckCRC .dll |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
ValuesDataProcessing.dll |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала | |||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
1G |
Головная Зарамагская ГЭС, Г-1 10 кВ |
II |
кл.т. 0,5S Ктт = 3000/5 рег. № 37544-08 |
А |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТШЛ-СЭЩ-10 | |||||
|
С |
ТШЛ-СЭЩ-10 | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
С |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
1.1 |
Головная Зарамагская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, ввод 110 кВ |
II |
кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 80976-21 |
А |
ТВГ-110 УХЛ2 |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТВГ-110 УХЛ2 | |||||
|
С |
ТВГ-110 УХЛ2 | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 60353-15 |
С |
НАМИ | ||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
|
1.2 |
Головная Зарамагская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, ввод 110 кВ |
II |
кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 80976-21 |
А |
ТВГ-110 УХЛ2 |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТВГ-110 УХЛ2 | |||||
|
С |
ТВГ-110 УХЛ2 | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
|
1.3 |
Головная Зарамагская ГЭС, РУСН-6 кВ, ВЛ-6 кВ Головная ГЭС-Зарамаг (Л-6-Зарамаг) |
II |
кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТОЛ-10-I | |||||
|
С |
ТОЛ-10-I | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
С |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
|
1.5 |
Головная Зарамагская ГЭС, РУСН-6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2 |
II |
кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТОЛ-10-I | |||||
|
С |
ТОЛ-10-I | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
С |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
1.7 |
Головная Зарамагская ГЭС, РУСН-6 кВ, Ф-1 |
II |
кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТОЛ-10-I | |||||
|
С |
ТОЛ-10-I | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
С |
ЗНОЛ.06 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
|
1.8 |
Головная Зарамагская ГЭС, ввод 110 кВ Т-1 |
II |
кл.т. 0,5S Ктт = 300/1 рег. № 32123-06 |
А |
ТВ |
Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18 |
|
В |
ТВ | |||||
|
С |
ТВ | |||||
|
ТН |
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 60353-15 |
С |
НАМИ | ||||
|
ТН |
кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
|
Счетчик |
кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
Примечания
1 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена источника точного времени на аналогичный утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера ИВК без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средства измерений (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
6 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 Уо^измСш0/» |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1G (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 | |
|
1.1, 1.2 (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 | |
|
1.3 (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 | |
|
1.5, 1.7 (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 | |
|
1.8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,7 |
0,9 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
2,5 |
1,5 |
1,0 |
1,0 | |
|
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 Уо^измСш0/» |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1G (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,0 |
2,5 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,4 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
1.1, 1.2 (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 | |
|
1.3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,0 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
|
1.5, 1.7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,9 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
1.8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,8 |
3,8 |
2,4 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
2,4 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
Продолжение таблицы 3
|
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< 20 % |
I20 flOWm |
I100 «/«^изм^М0/» | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1G (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 | |
|
1.1, 1.2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,0 |
1,4 |
1,2 |
1,2 | |
|
1.3 (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 | |
|
1.5, 1.7 (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 | |
|
1.8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
2,0 |
2,0 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52% |
55 % |
520 % |
5100 % | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 flOWm |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1G (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,2 |
2,9 |
2,3 |
2,3 |
|
0,5 |
2,8 |
2,0 |
1,8 |
1,8 | |
|
1.1, 1.2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,3 |
2,0 |
1,7 |
1,7 |
|
0,5 |
2,0 |
1,6 |
1,5 |
1,5 | |
|
1.3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,5 |
2,2 |
2,0 |
2,0 |
|
0,5 |
2,0 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
|
1.5, 1.7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,8 |
2,3 |
|
0,5 |
- |
2,9 |
2,0 |
1,8 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,8 |
4,1 |
2,8 |
2,2 |
2,2 |
|
0,5 |
2,7 |
1,9 |
1,7 |
1,7 | |
|
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 5i<2)%p для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и 5?%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 |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков |
от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ |
от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +5 до +35 от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка до отказа, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД Сикон С70: - средняя наработка на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более устройство синхронизации времени ИСС: - средняя наработка на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более сервер ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
140000 72 70000 24 125000 24 0,99 1 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
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 каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД, УССВ;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВГ-110 УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ |
1 шт. |
|
Счетчики электроэнергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 шт. |
|
УСПД |
Сикон С70 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
ИСС |
1 шт. |
|
Сервер |
«Аквариус» T50 |
1 шт. |
|
Формуляр |
НВПЦ.422200.036.ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
