66073-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 66073-16
Производитель / заявитель: ООО "Центрэнерго", г.Москва
Скачать
66073-16: Описание типа СИ Скачать 135.3 КБ
66073-16: Методика поверки МП 4222-01-7719888719-2016 Скачать 766.2 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 66073-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "Центрэнерго", г.Москва

Поверка

Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

66073-16: Описание типа СИ Скачать 135.3 КБ
66073-16: Методика поверки МП 4222-01-7719888719-2016 Скачать 766.2 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискрет-ностью учета (30 мин),

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа,

- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений,

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей), - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.), - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ, - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ,

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М и его модификация СЭТ-4ТМ.03М.08 (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (35 точек измерения). Ввиду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-325T (модификация RTU-325T-E2-M4-B8-In-D (ГР № 44626-10), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (ГР № 54074-13),

локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится хранение измерительной информации, ее накопление  и передача накопленных данных по проводным линиям на

верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем- третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерения и состояний средств измерений (журналы событий) в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от ИВК по сети Internet в автоматическом режиме в формате XML с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU-325T и сервера синхронизируется с временем УССВ-2, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,1 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU-325T осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении времени более чем на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Версия 12.1 Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E73 6B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Номер измерительного канала

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

УССВ

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ТГ-4

ТШВ-15Б ф.А № 652 ф.В № 657 ф.С № 633 8000/5 ,КТ 0,5

ЗНОМ-15 ф.А №41603 ф.В №40607 ф.С №41805 10000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162252 КТ 0,2S/0,5

RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004

УССВ-2, зав. № 001869

Активная Реактивная

2

ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2 - Котовская I цепь (ВЛ-110кВ Шаховская -1)

ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1523 ф.В № 1511 ф.С № 0545 600/5, КТ 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100

КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0803160001 КТ 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

3

ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2 - Котовская II цепь (ВЛ-110кВ Шаховская -2)

ТВГ-УЭТМ-110 ф.А № 2214-13 ф.В № 2213-13 ф.С № 2212-13 600/5, КТ 0,2S

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100, КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0801160169 КТ 0,2S/0,5

RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004

УССВ-2, зав. № 001869

Активная Реактивная

4

ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2-Тамбовская №4 II цепь с отпайками

ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1515 ф.В № 1513 ф.С № 1519 600/5, КТ 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100, КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0801160174 КТ 0,2S/0,5

5

ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2-Тамбовская №4

I цепь с отпайками

ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1522 ф.В № 1516 ф.С № 1514 600/5, КТ 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100

КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0801160024 КТ 0,2S/0,5

6

ВЛ 35кВ Котовская ТЭЦ-2-Знаменская с отпайками (ВЛ 35 кВ Знаменская-1)

ТВ-35-П-1 ф.А № 1224 ф.В № 1217 ф.С № 1225 300/5, КТ 0,5

НОМ-35-66 ф.А № 1272601 ф.В № 1272565 ф.С № 1278692 35000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162312 КТ 0,2S/0,5

7

Т-3 Трансформатор блока ТГ-4

ТВИ-110 ф.А № 780 ф.В № 778 ф.С № 779 1000/5, КТ 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100

КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162189 КТ 0,2S/0,5

8

Линия собственного расхода №1

ТПК-10 ф.А № 01070 ф.С № 01062 600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0801160088 КТ 0,2S/0,5

9

Линия собственного расхода №2

ТПК-10 ф.А № 01057 ф.С № 01068 600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162209 КТ 0,2S/0,5

10

Линия резервного питания №1

ТПК-10 ф.А № 01063 ф.С № 01061 600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803160103 КТ 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

11

Линия резервного питания №2

ТПК-10 ф.А № 01053 ф.С № 01069 600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803160089 КТ 0,2S/0,5

RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004

УССВ-2, зав. № 001869

Активная Реактивная

12

Т-1 сторона 35 кВ

ТВ-35-25-У2 ф.А № 2315 ф.В № 2328 ф.С № 2552 300/5, КТ 0,5

НОМ-35-66 ф.А № 1272601 ф.В № 1272565 ф.С № 1278692 35000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803161323 КТ 0,2S/0,5

13

Т-2 сторона 35 кВ

ТВ-35-25-У2 ф.А № 1929 ф.В № 1932 ф.С № 1825 300/5, КТ 0,5

ЗНОМ-35-65 ф.А № 1341033 ф.В № 1340986 ф.С № 1341615 35000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803161391 КТ 0,2S/0,5

14

Линия связи с ТЭЦ-1 №1

ТПОФ-10 ф.А № 3035 ф.С № 2496 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162326 КТ 0,2S/0,5

15

Линия связи с ТЭЦ-1 №2

ТПОЛ-10 ф.А № 30961 ф.С № 1603 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162221 КТ 0,2S/0,5

16

Т-1 сторона 6 кВ

ТПК-10 ф.А № 01067 ф.В № 01064 ф.С № 01066 1500/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162291 КТ 0,2S/0,5

17

Т-2 сторона 6 кВ

ТПК-10 ф.А № 00615 ф.В № 01065 ф.С № 00614 1500/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803161349 КТ 0,2S/0,5

18

СУ ТЭЦ

ТПОФ-10 ф.А № 1909 ф.С № 1032 600/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162284 КТ 0,2S/0,5

19

ЛКЗ №3

ТПОФ-10 ф.А № 2873 ф.С № 1151 600/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162301 КТ 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

20

КЗНМ

ТПОЛ-10 ф.А № 21812 ф.В № 21813 ф.С № 21814 600/5, КТ 0,2S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803161336 КТ 0,2S/0,5

RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004

УССВ-2, зав. № 001869

Активная Реактивная

21

ЛКЗ №2

ТПОФ-10 ф.А № 1040 ф.С № 2434 600/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162319 КТ 0,2S/0,5

22

ТСК-1

ТПОЛ-10 ф.А № 35789 ф.С № 46625 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162270 КТ 0,2S/0,5

23

Новый обьект-5

ТПОЛ-10 ф.А № 8595 ф.С № 6708 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162350 КТ 0,2S/0,5

24

ЛКЗ №1

ТПОФ-10 ф.А № 2883 ф.С № 1864 600/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803161012 КТ 0,2S/0,5

25

АО «Алмаз»

ТПК-10 ф.А № 01059 ф.В № 01060 ф.С № 01058 400/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162228 КТ 0,2S/0,5

26

Новый обьект-33

ТПОЛ-10 ф.А № 24741 ф.В № 24868 ф.С № 24734 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0812136753 КТ 0,2S/0,5

27

ТСК-2

ТПОЛ-10 ф.А № 24736 ф.В № 24718 ф.С № 24740 1000/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0812136220 КТ 0,2S/0,5

28

Линия резервного питания №3

ТПОЛ-10 ф.А № 3930 ф.В № 2995 ф.С № 3097 1500/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803160906 КТ 0,2S/0,5

29

Ввод рабочего питания на секцию "3Р"

ТОЛ-10-У3 ф.А № 4589 ф.С № 4788 1500/5, КТ 0,5

НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 10378 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803160997 КТ 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

30

Ввод рабочего питания на секцию "4Р"

ТОЛ-10-У3 ф.А № 4599 ф.С № 4728 1500/5, КТ 0,5

НТМИ-6-66-У3 № 70365 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162294 КТ 0,2S/0,5

RTU-325T-E2-M4-B8-In-D зав. № 010004

УССВ-2, зав. № 001869

Активная Реактивная

31

Т-1 сторона 110 кВ

ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1520 ф.В № 1521 ф.С № 1518 200/5, КТ 0,5

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100

КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162266 КТ 0,2S/0,5

32

Т-2 сторона 110 кВ

ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1512 ф.В № 1517 ф.С № 1510 200/5, КТ 0,5

НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100

КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162207 КТ 0,2S/0,5

33

Ввод резервного питания на секцию "3Р"

ТОЛ-10-У3 ф.А № 4696 ф.С № 4691 1500/5, КТ 0,5

НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 10378 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162308 КТ 0,2S/0,5

34

Ввод резервного питания на секцию "4Р"

ТОЛ-10-У3 ф.А № 4744 ф.С № 4745 1500/5, КТ 0,5

НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 70365 6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М № 0803162322 КТ 0,2S/0,5

35

Ввод-0,4 кВ Контейнер "Билайн"

ТОП-0,66 ф.А № 3017388 ф.В № 3017384 ф.С № 3017389 10/5, КТ 0,5S

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 № 0802161204 КТ 0,2S/0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uhom, ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №2,3,4,5,7, 8-11,16,17,20,25,35; ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34; 0,5 uHg.^cos ф^0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60°С, для УСПД от 5 до 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков для ИК №1-34 от 15 до 35 °С, для ИК № 35 от минус 40 до плюс 40 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии энергии в рабочих условиях

Номер ИК

Значение COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях , %

§1(2)%,

I1(2) %^ I изм< I 5 %

§5 %, I5 %^ I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %^ I изм< I 100 %

§100 %, I100 %^ I изм ^ I 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

2,4,5,7

0,5

±5,3

±2,6

±2,8

±1,5

±1,9

±1,2

±1,9

±1,2

0,8

±2,8

±4,4

±1,5

±2,5

±1,1

±1,8

±1,1

±1,8

1

±1,8

Не норм

±1,0

Не норм

±0,7

Не норм

±0,7

Не норм

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1,6,12-15, 18,19,21-24, 26-30,33,34

0,5

-

-

±5,4

±2,5

±2,9

±1,4

±2,2

±1,1

0,8

-

-

±2,9

±4,3

±1,6

±2,4

±1,3

±1,8

1

-

-

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

3

0,5

±2,1

±1,4

±1,3

±1,1

±1,0

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,3

±2,0

±0,9

±1,5

±0,7

±1,3

±0,7

±1,3

1

±1,0

Не норм

±0,7

Не норм

±0,5

Не норм

±0,5

Не норм

20

0,5

±2,3

±1,6

±1,7

±1,3

±1,5

±1,2

±1,5

±1,2

0,8

±1,5

±2,2

±1,1

±1,7

±0,9

±1,5

±0,9

±1,5

1

±1,2

Не норм

±0,9

Не норм

±0,7

Не норм

±0,7

Не норм

8-11, 16,17,25

0,5

±5,4

±2,5

±3,0

±1,4

±2,2

±1,1

±2,2

±1,1

0,8

±2,9

±4,3

±1,7

±2,4

±1,3

±1,8

±1,3

±1,8

1

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

±0,9

Не норм

31,32

0,5

-

-

±5,3

±2,5

±2,7

±1,5

±1,9

±1,2

0,8

-

-

±2,8

±4,4

±1,5

±2,4

±1,1

±1,8

1

-

-

±1,8

Не норм

±0,9

Не норм

±0,7

Не норм

35

0,5

±5,5

±3,6

±3,0

±3,0

±2,3

±2,8

±2,3

±2,8

0,8

±2,9

±5,4

±1,8

±4,1

±1,4

±3,7

±1,4

±3,7

1

±1,9

Не норм

±1,2

Не норм

±0,9

Не норм

±0,9

Не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №2,3,4,5,7,8-11,16,17,20,25,35 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34; cosф=0,9 инд; температура окружающей среды (20+5) °С приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии

Номер ИК

Значение COSф

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, %

51(2)%,

I1(2) %^ I изм< I 5 %

55 %,

I5 %^ I изм< I 20 %

520 %, I 20 %^ I изм< I 100 %

5100 %,

I100 %^ I изм ^ I 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

2,4,5,7

0,5

±5,3

±2,5

±2,8

±1,4

±1,9

±1,1

±1,9

±1,1

0,8

±2,8

±4,3

±1,5

±2,3

±1,1

±1,6

±1,1

±1,6

1

±1,7

Не норм

±1,0

Не норм

±0,7

Не норм

±0,7

Не норм

1,6,12-15,

18,19,21-24, 26-30,33,34

0,5

-

-

±5,4

±2,5

±2,9

±1,4

±2,2

±1,1

0,8

-

-

±2,9

±4,3

±1,6

±2,4

±1,2

±1,8

1

-

-

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

3

0,5

±2,0

±1,3

±1,3

±0,9

±0,9

±0,8

±0,9

±0,8

0,8

±1,3

±1,8

±0,9

±1,3

±0,6

±1,0

±0,6

±1,0

1

±1,0

Не норм

±0,7

Не норм

±0,5

Не норм

±0,5

Не норм

20

0,5

±2,3

±1,4

±1,7

±1,1

±1,4

±1,0

±1,4

±1,0

0,8

±1,5

±2,0

±1,1

±1,6

±0,9

±1,3

±0,9

±1,3

1

±1,1

Не норм

±0,8

Не норм

±0,7

Не норм

±0,7

Не норм

8-11, 16,17,25

0,5

±5,4

±2,5

±3,0

±1,4

±2,2

±1,1

±2,2

±1,1

0,8

±2,9

±4,3

±1,7

±2,4

±1,2

±1,8

±1,2

±1,8

1

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

±0,9

Не норм

31,32

0,5

-

-

±5,3

±2,5

±2,7

±1,4

±1,9

±1,1

0,8

-

-

±2,8

±4,3

±1,5

±2,2

±1,1

±1,6

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1

-

-

±1,7

Не норм

±0,9

Не норм

±0,7

Не норм

35

0,5

±5,3

±2,4

±2,7

±1,3

±1,8

±1,0

±1,8

±1,0

0,8

±2,8

±4,3

±1,5

±2,3

±1,0

±1,5

±1,0

±1,5

1

±1,7

Не норм

±0,9

Не норм

±0,6

Не норм

±0,6

Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч,

Сервер

- среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч,

УСПД

- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч,

У ССВ-2

- среднее время наработки на отказ не менее 74500 ч,

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках УСПД и сервере;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчике (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет113 суток;

- УСПД- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу- не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.

К омплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Номер в Гос.реестре СИ

Количество

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5

36697-12

35 шт.

Трансформатор тока ТШВ-15Б, КТ 0,5

5719-08

3 шт.

Трансформатор тока ТВ-110-1 (модификация ТВ-110-1 -5-У2, КТ 0,5S

19720-05

15 шт.

Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ-110 , КТ 0,2S

52619-13

3 шт.

Трансформатор тока ТВ-35-11-1, КТ 0,5

3186-72

3 шт.

Трансформатор тока ТВИ-110, КТ 0,5 S

30559-11

3 шт.

Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,5S

22944-07

17 шт.

Трансформатор тока ТВ-35-25-У2, КТ 0,5

3187-72

6 шт.

Трансформатор тока ТПОФ-10, КТ 0,5

518-50

10 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5

1261-08

18 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10-У3, КТ 0,5

6009-12

8 шт.

Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S

47959-11

3 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-15, КТ 0,5

1593-05

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1, КТ 0,2

24218-13

6 шт.

Трансформатор напряжения НОМ-35-66, КТ 0,5

187-05

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2, КТ 0,5

16687-06

2 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66-У3, КТ 0,5

2611-70

5 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5

912-07

3 шт.

УСПД RTU-325T

44626-10

1 шт.

Сервер сбора и хранения БД типа IPC-610MB-F

-

1 шт.

Устройство синхронизации системного времени УССВ-2

54074-13

1 шт.

Автоматизированное рабочее место

-

2 шт.

Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР» в составе ИВК

-

1 шт.

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-01-7719888719-2016

-                        1экз.

Формуляр ФО 4222-01-7719888719-2016

-                         1экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-01-7719888719-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.09.2016 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г.

- устройство синхронизации времени УССВ-2 в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

- УСПД RTU-325T в соответствии с документом «Устройства сбора и передача данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.

- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.

- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», ГР №22029-10.

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» приведены в документе - «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» - МВИ 4222-01-7719888719-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 138/RA.RU 311290/2015/2016 от 12 сентября 2016 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD).

Смотрите также

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000, РВСП-5000, РВСП-20000, РВСП-30000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-400, РВС-5000, РВСП-5000, РВСП-10000, РВСП-20000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000, РВСП-10000, РВСП-20000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-20000, РВСП-20000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000, РВСП-20000, РВСП-50000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.