Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66073-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Центрэнерго", г.Москва |
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 | 28.04.2024 |
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
