Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65408-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", г.Калуга |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65408-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 2 |
Производитель / Заявитель
Филиал "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", г.Калуга
Поверка
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 65408-16: Описание типа СИ | Скачать | 126.8 КБ | |
| 65408-16: Методика поверки МП-077-30007-2016 | Скачать | 1.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С10 и СИКОН С70;
- каналы связи для передачи измерительной информации.
ИВК включает в себя:
- промышленный сервер с установленным программным обеспечением из состава комплекса информационно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Рег. №29484-05);
- устройство синхронизации времени УСВ-1 (Рег. №28716-05);
- автоматизированные рабочие места;
- каналообразующую аппаратуру.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием ТТ и ТН, измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).
ИВКЭ выполняет следующие функции:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- обеспечение возможности визуального просмотра результатов измерений из базы данных;
- формирование XML-файлов с применением средств электронной цифровой подписи.
- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора, филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра - Калужское представительство, другим субъектам ОРЭ.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством проводных линий связи интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровень ИВКЭ;
- посредствам сотового канала связи стандарта GSM-900 с помощью сотового модема Siemens TC-35 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК;
- глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.
Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК
|
№ИК |
Наименование присоединения |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики электроэнергии |
Тип, Рег. №УСПД | ||||||
|
Тип |
К-т тр. |
Кл. точн. |
Тип |
К-т тр. |
Кл. точн. |
Тип |
Кл. точн. | ||||
|
акт. |
реакт. | ||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
1 |
ПС Вербежичи, ВЛ-35 кВ Вербежичи- Бытошь |
ТФЗМ-35Б-1У1, Рег. № 3689-73 |
100/5 |
0,5 |
ЗНОМ-35-65, Рег. № 912-70 |
35000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 |
0,2S |
0,5 |
СИКОН С10, Рег. № 21741-03 |
|
2 |
ПС Ферзиково, ВЛ-110 кВ Шипово-Ферзиково с отп. |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 |
0,2S |
0,5 |
СИКОН С10, Рег. № 21741-03 |
|
3 |
ПС Космос, ВЛ-110 кВ Космос-Заокская с отп. |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 |
СИКОН С10, Рег. № 21741-03 |
|
4 |
ПС Космос, ВЛ-110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отп. |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 | |
|
5 |
ПС Космос, ВЛ-110 кВ Протон - Космос |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 | |
|
6 |
ПС Космос, ОВ-110 |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03, НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 | |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
7 |
ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Черепеть -Шепелево Северная с отп. |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 |
СИКОН С10, Рег. № 21741-03 |
|
8 |
ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Черепеть -Шепелево Южная с отп. |
ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 | |
|
9 |
ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Шепелево-Белев 1 с отп. |
ТВ-110, Рег. № 29255-05 |
400/5 |
0,5S |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 | |
|
10 |
ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Шепелево-Белев 2 с отп. |
ТРГ-110 II*, Рег. № 26813-06 |
600/5 |
0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 |
0,2S |
0,5 | |
|
11 |
ПС Шепелево, ОВ-110 |
ТВ-110, Рег. № 29255-05 |
600/5 |
0,5S |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 |
0,2S |
0,5 | |
|
12 |
ПС Агеево, ВЛ-110 кВ Черепеть - Агеево |
ТВ-110, Рег. № 29255-05 |
600/5 |
0,5S |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.01, Рег. № 36697-08 |
0,5S |
1 |
СИКОН С10, Рег. № 21741-03 |
|
13 |
ПС Агеево, ОВ-110 |
ТВ-110, Рег. № 29255-05 |
600/5 |
0,5S |
НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-08 НКФ-110-06, Рег. №37749-08 НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01 |
0,2S |
0,5 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
14 |
ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Калужская -Созвездие |
TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09 |
1000/1 |
0,2S |
CPB 72-800, мод. СРВ 245, Рег. № 15853-06 |
220000:^3/ 100:^3 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08 |
0,2S |
0,5 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
|
15 |
ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Метзавод I цепь |
TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09 |
2000/1 |
0,2S |
CPB 72-800, мод. СРВ 245, Рег. № 15853-06 |
220000:^3/ 100:^3 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08 |
0,2S |
0,5 | |
|
16 |
ПС Созвездие, ВЛ-110 кВ Созвездие -Мишуково |
ТВГ-110, исп. ТВГ-110-02, Рег. № 22440-02 |
1000/1 |
0,2S |
НДКМ-110, Рег. № 38002-08 |
110000:^3/ 100:^3 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08 |
0,2S |
0,5 | |
|
17 |
ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Метзавод II цепь |
TG, мод. TG245N, Рег. № 30489-09 |
2000/1 |
0,2S |
CPB 72-800, мод. СРВ 245, Рег. № 15853-06 |
220000:^3/ 100:^3 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08 |
0,2S |
0,5 | |
|
18 |
ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Мирная |
TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09 |
1000/1 |
0,2S |
CPB 72-800, мод. СРВ 245, Рег. № 15853-06 |
220000:^3/ 100:^3 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08 |
0,2S |
0,5 |
АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени УСВ-1. СОЕВ работает следующим образом. ИВК получает шкалу времени от устройства синхронизации времени УСВ-1, входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS в постоянном режиме по протоколу NTP. Далее, шкала времени передается на уровень ИВКЭ. Коррекция времени УСПД осуществляется один раз в 30 минут по условию, если поправка часов УСПД превышает ± 1 с относительно шкалы времени ИВК. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. И, если поправка часов счетчиков превышает 2 с относительно шкалы времени УСПД, УСПД осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки.
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» из состава «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (разработка ЗАО Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»). Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
257e0b27 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PCurrentValues.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
416e5dc1 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFillProfile.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
8e5bc991 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFixData.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
2904412d |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFixed.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
1d088fed |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PProcess.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
db757207 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PReplace.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
8620b62a |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PRoundValues.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
6074e843 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PValuesFromFixed.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
18f4a451 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
SET4TM02.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.3х |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
ecc29802 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
SiconS10.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
_ |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
288c03e9 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Технические характеристики
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование метрологической характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
18 |
|
Доверительные границы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (5Wqa), доверительные границы допускаемой погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной (6Wa) и реактивной (6WP) электрической энергии в рабочих условиях применения |
приведены в таблицах 4 и 5 |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с |
±5 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных |
автоматическое |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных, лет, не менее |
3,5 |
|
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Рабочие условия применения измерительных компонентов АИИС КУЭ: | |
|
- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С |
от 0 до +40 |
|
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С |
от -40 до +40 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
|
- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более |
0,05 |
|
Допускаемые значения информативных парамет |
ров: |
|
- ток, % от 1ном для ИК №9 - 18 |
от 2 до 120 |
|
- ток, % от 1ном для ИК №1 - 8 |
от 5 до 120 |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- коэффициент мощности cos ф для ИК №3 - 9, 12 - 18 |
0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
|
- коэффициент мощности cos ф для ИК №1, 2, 10, 11 |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
- коэффициент реактивной мощности, sin ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (±5Wqa)
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК №1 - 8 |
ИК №9, 11, 13 |
ИК №12 |
ИК №10 |
ИК №14 -18 |
|
±^WoA, % |
±^WoA, % |
±^WoA, % |
±^WoA, % |
±^WoA, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2 |
0,5 |
_ |
4,8 |
4,9 |
2,1 |
1,8 |
|
2 |
0,8 |
_ |
2,6 |
2,7 |
1,3 |
1,2 |
|
2 |
0,865 |
_ |
2,2 |
2,4 |
1,3 |
1,1 |
|
2 |
1 |
_ |
1,6 |
1,9 |
1,0 |
0,9 |
|
5 |
0,5 |
5,4 |
3,0 |
3,1 |
1,7 |
1,3 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
0,8 |
2,9 |
1,7 |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
|
5 |
0,865 |
2,5 |
1,5 |
1,8 |
1,0 |
0,8 |
|
5 |
1 |
1,8 |
1,1 |
1,2 |
0,8 |
0,6 |
|
20 |
0,5 |
2,9 |
2,2 |
2,3 |
1,4 |
1,0 |
|
20 |
0,8 |
1,6 |
1,2 |
1,4 |
0,9 |
0,6 |
|
20 |
0,865 |
1,4 |
1,1 |
1,2 |
0,8 |
0,6 |
|
20 |
1 |
1,1 |
0,9 |
1,0 |
0,7 |
0,5 |
|
100, 120 |
0,5 |
2,2 |
2,2 |
2,3 |
1,4 |
1,0 |
|
100, 120 |
0,8 |
1,2 |
1,2 |
1,4 |
0,9 |
0,6 |
|
100, 120 |
0,865 |
1,1 |
1,1 |
1,2 |
0,8 |
0,6 |
|
100, 120 |
1 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
0,7 |
0,5 |
Таблица 5 - Доверительные границы допускаемой погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в рабочих условиях применения
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК №1 - 8 |
ИК №9, 11, 13 |
ИК №12 |
ИК №10 |
ИК №14 - 18 | |||||
|
±dWA, % |
^w', % |
±dWA, % |
^w', % |
±dWA, % |
^w', % |
±dwA , % |
^w', % |
±dWA, % |
^w', % | ||
|
2 |
0,5 |
_ |
_ |
4,8 |
2,8 |
5,1 |
3,7 |
2,2 |
2,1 |
2,0 |
2,0 |
|
2 |
0,8 |
_ |
_ |
2,6 |
4,4 |
3,1 |
4,9 |
1,4 |
2,8 |
1,4 |
2,3 |
|
2 |
0,865 |
_ |
_ |
2,3 |
5,4 |
2,8 |
5,6 |
1,4 |
3,3 |
1,3 |
2,5 |
|
2 |
1 |
_ |
_ |
1,7 |
_ |
2,4 |
_ |
1,2 |
_ |
1,2 |
_ |
|
5 |
0,5 |
5,4 |
2,7 |
3,0 |
1,8 |
3,4 |
3,4 |
1,7 |
1,4 |
1,4 |
1,9 |
|
5 |
0,8 |
2,9 |
4,5 |
1,7 |
2,7 |
2,4 |
3,9 |
1,2 |
1,9 |
1,1 |
2,0 |
|
5 |
0,865 |
2,6 |
5,6 |
1,6 |
3,3 |
2,3 |
4,3 |
1,1 |
2,1 |
1,1 |
2,1 |
|
5 |
1 |
1,8 |
_ |
1,1 |
_ |
1,5 |
_ |
0,8 |
_ |
0,8 |
_ |
|
20 |
0,5 |
3,0 |
1,6 |
2,2 |
1,4 |
2,7 |
3,1 |
1,5 |
1,1 |
1,2 |
1,6 |
|
20 |
0,8 |
1,7 |
2,5 |
1,3 |
2,0 |
2,0 |
3,4 |
1,0 |
1,5 |
1,0 |
1,7 |
|
20 |
0,865 |
1,5 |
3,0 |
1,2 |
2,3 |
1,9 |
3,6 |
1,0 |
1,7 |
0,9 |
1,7 |
|
20 |
1 |
1,1 |
_ |
0,9 |
_ |
1,4 |
_ |
0,7 |
_ |
0,7 |
_ |
|
100, 120 |
0,5 |
2,2 |
1,3 |
2,2 |
1,3 |
2,7 |
3,1 |
1,5 |
1,1 |
1,2 |
1,6 |
|
100, 120 |
0,8 |
1,3 |
1,9 |
1,3 |
1,9 |
2,0 |
3,4 |
1,0 |
1,4 |
1,0 |
1,7 |
|
100, 120 |
0,865 |
1,2 |
2,3 |
1,2 |
2,3 |
1,9 |
3,6 |
1,0 |
1,6 |
0,9 |
1,7 |
|
100, 120 |
1 |
0,9 |
_ |
0,9 |
_ |
1,4 |
_ |
0,7 |
_ |
0,7 |
_ |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра ВЛСТ 691. 00. 000 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип компонента, шифр документа |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110 |
12 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-110, исп. ТВГ-110-02 |
3 |
|
Трансформаторы тока элегазовые |
ТРГ-110 II* |
3 |
|
Трансформаторы тока |
TG, мод. TG245 |
12 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
21 |
|
Трансформаторы напряжения |
CPB 72-800, мод. СРВ 245 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
НДКМ-110 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-06 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
3 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофу нкциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофу нкциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофу нкциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Сервер ИВК |
_ |
1 |
|
Контроллер |
СИКОН С10 |
5 |
|
Контроллер |
СИКОН С70 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Формуляр |
ВЛСТ 691. 00. 000 ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Методика поверки |
МП-077-30007-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-077-30007-2016 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 28 июля 2016 г.
Основные средства поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с документом ИГЛШ.411152.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- контроллер СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180. 00. 000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003 г.
- устройство синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых АИИС КУЭ с требуемой точностью
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
изложены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Свидетельство об аттестации методики измерений №290-01.00249-2016 от «21» июля 2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
