Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала "Калининградская ТЭЦ-2" АО "Интер РАО - Электрогенерация". Блок № 1
| Номер в ГРСИ РФ: | 62620-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва |
| 62620-15: Описание типа СИ | Скачать | 126.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Блок №1 (в дальнейшем - АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок №1) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62620-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала "Калининградская ТЭЦ-2" АО "Интер РАО - Электрогенерация". Блок № 1 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.088 |
Производитель / Заявитель
АО "Электроцентроналадка", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62620-15: Описание типа СИ | Скачать | 126.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Блок № 1 (в дальнейшем - АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 представляет собой информационноизмерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: ИВК-ИКМ «Пирамида»; устройство хранения данных (сервер БД); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей; рабочие станции (АРМ). ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
ИВК осуществляет информационный обмен по всем измерительным каналам АИИС КУЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «Калининградской ТЭЦ-2». Блок № 2». Регистрационный номер в Государственном реестре 45276-10. ИВК хранит и передает консолидированные данные: измеренные АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 и полученные по информационному обмену в XML-формате в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО).
АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее - результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи.
АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК и имеет нормированную точность. Проверка времени в счетчиках выполняется УСПД автоматически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении рассогласований времени УСПД и счетчика более чем на ±2 с, автоматически производится коррекция времени счетчика, если в эти сутки его время еще не корректировалось. Коррекция времени счетчикам СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.16 производится один раз в сутки. Проверка времени в УСПД выполняется ИВК автоматически, один раз в час. Коррекция часов УСПД производится ИВК при рассогласовании времени УСПД и ИВК более чем на ±2 с. Коррекция часов ИВК производится один раз в час установкой времени от УСВ-1.
Для контроля за состоянием схемы измерения используются контроллеры телесигнализации (блоки дискретного ввода). Контроллеры принимают сигналы от контактных блоков, установленных на разъединителях, и выключателях.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook с последующей передачей данных на ИВК.
В АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1 обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
Calc-Clients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
Calc- Leakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
Calc-Losses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology. dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin. dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParselEC. dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
Synchro-NSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
Verify-Time.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «Среднему» уровню по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220+22 50+1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от +10 до + 35 минус 20 до + 35 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
110; 15,75 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
8; 1,5; 0,6 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
1; 5 |
|
Количество точек учета, шт. |
13 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд в сутки |
+5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э, %
|
№ ИК |
Состав ИК |
cos ф (sin ф) |
6 1(2) %I I1(2) %<I<I5% |
6 5%I 15%, I 12(>'% |
6 20%I I20%<I<I100% |
6 100%I I100%<I<I120% |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1-11 |
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 (инд.) |
Не нормируется |
±1,5 |
±1,0 |
±0,9 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±2,1 |
±1,3 |
±1,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,3 |
±1,2 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±1,7 |
±1,1 |
±1,0 | ||
|
12,13 |
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 (емк.) |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | ||
|
0,5 (инд.) |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±2,4 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 (0,87) |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 |
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ «Калининградская ТЭЦ-2». Блок № 1
|
Канал учета |
Средство измерений | ||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) |
Вид СИ |
Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
Г-10 |
ТТ |
ТШЛ-20-1 8000/5 класс точности 0,2 №№ 77;67;49 № ГР 21255-01 |
|
ТН |
UGE (мод. UGE 17,5 D2 15,75/^3;0,1//^3;0,1/3 Y3) 15750/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 11-009758; 11-009759; 11-009760 № ГР 25475-08 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 № 0107050216 № ГР 27524-04 | ||
|
2 |
Г-11 |
ТТ |
ТШЛ-20-1 8000/5 класс точности 0,2 №№ 19;76;63 № ГР 21255-01 |
|
ТН |
UGE (мод. UGE 17,5 D2 15,75/^3;0,1//^3;0,1/3 Y3) 15750/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 12031407; 12031408; 12031409 № ГР 25475-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 №0107050075 № ГР 27524-04 | ||
|
3 |
Г-12 |
ТТ |
ТШЛ-20-1 8000/5 класс точности 0,2 №№ 74;47;57 № ГР 21255-01 |
|
ТН |
UGE (мод. UGE 17,5 D2 15,75/^3;0,1//^3;0,1/3 Y3) 15750/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 11-009749; 11-009751; 11-009750 № ГР 25475-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 №0107050099 № ГР 27524-04 | ||
|
4 |
Л-175 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138287; 03-138282; 03-138288 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 603; 376;366 № ГР 24218-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 0109054159 № ГР 27524-04 | ||
|
5 |
Л-176 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138286; 03-138283; 03-138293 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 602; 621;599 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 01056201 № ГР 27524-04 | ||
|
6 |
Л-171 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138292; 03-138289; 03-138291 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 603; 376;366 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 02054387 № ГР 27524-04 | ||
|
7 |
Л-172 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138307; 03-138308; 03-138311 № ГР 20951-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 602; 621;599 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 02054388 № ГР 27524-04 | ||
|
8 |
Л-173 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 600/1 класс точности 0,2 №№ 03-138310; 03-138303; 03-138297 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 609; 600;421 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 0109052222 № ГР27524-04 | ||
|
9 |
Л-174 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 600/1 класс точности 0,2 №№ 03-138377; 03-138359; 03-138376 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 466; 450; 469 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 0109052059 № ГР 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
10 |
ОВ-1 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138363; 03-138366; 03-138375 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 603; 376;366 (№№ 602; 621;599) № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 02053383 № ГР 27524-04 | ||
|
11 |
ОВ-2 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 1500/1 класс точности 0,2 №№ 03-138304; 03-138300; 03-138306 № ГР 20951-01 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 466; 450; 469 (№№ 609; 600;421) № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S /0,5 № 12040228 № ГР 27524-04 | ||
|
12 |
Л-177 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 600/1 класс точности 0,2S №№ 13028752; 13028754; 13028753 № ГР 55006-13 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 609; 600;421 № ГР 24218-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.16) класс точности 0,2S/0,5 № 0812144835 № ГР 36697-12 | ||
|
13 |
Л-178 |
ТТ |
SB 0,8 (мод. SB 0,8 2000; 1500;600;/1 А 75,75,20VA/0,2FS10) 600/1 класс точности 0,2S №№ 13028751; 13028750; 13028749 № ГР 55006-13 |
|
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 466; 450; 469 № ГР 24218-08 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.16) класс точности 0,2S/0,5 № 0812144890 № ГР 36697-12 |
Примечание: 1. Измерительные каналы № 1-3 подключены к Контроллеру СИКОН С70 (зав. № 01015); Измерительные каналы № 4-13 подключены к Контроллеру СИКОН С70 (зав. № 01674) , Госреестр № 15236-03
2. АИИС КУЭ имеет в своем составе устройство синхронизации времени УСВ-1 (зав. № 1597), Госреестр № 28716-05
3. ИВК-ИКМ «Пирамида» (зав. № 354), Госреестр № 29484-05
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (5 р), рассчитываются по следующей
формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
KKe -100%
1000PT
ср
, где
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
5 э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
д„ко = = ~--100%, где
р.корр. 3600Т ср
Лt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят документы и оборудование, указанное в таблице 5.
Таблица 5 - Документация и оборудование, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ
|
Наименование |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
39 |
|
Трансформаторы напряжения |
21 |
|
Счетчики электрической энергии |
13 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
1 |
|
Программный пакет «Пирамида 2000.Сервер» |
1 (один) экземпляр |
|
Программный пакет «Пирамида 2000. АРМ» |
1 (один) экземпляр (с лицензией на шесть клиентов) |
|
Методика поверки НВЦП.422200.088.МП |
1 (один) экземпляр |
|
Формуляр НВЦП.422200.088.ФО |
1 (один) экземпляр |
|
Инструкция по эксплуатации АИИС НВЦП.425213.100.ЭД.М2.ИЭ |
1 (один) экземпляр |
|
Руководство пользователя АИИС НВЦП.425213.100.ЭД.М2.И3 |
1 (один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200. 088.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Блок № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124.РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
- средства поверки ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
- средства поверки «УСВ-1» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ в 2005 г.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Блок № 1». НВЦП.422200. 088.МИ.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2 ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3 ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4 ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Смотрите также
