Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Балаковской ТЭЦ-4
| Номер в ГРСИ РФ: | 73508-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Балаковской ТЭЦ-4 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73508-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Балаковской ТЭЦ-4 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 30.06.2024 |
Поверители
Скачать
| 73508-18: Описание типа СИ | Скачать | 124.6 КБ | |
| 73508-18: Методика поверки РТ-МП-5547-550-2018 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Балаковской ТЭЦ-4 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на основе контроллера многофункционального ARIS MT200, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53992-13 (Рег. № 53992-13), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК с установленным серверным программным обеспечением ПО «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений Коммерческому оператору торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности и в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния счетчиков электрической энергии по проводным и беспроводным линиям связи.
Сервер ИВК с периодичностью не реже одного раза в сутки производит автоматический опрос УСПД. На уровне ИВК системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Сервер ИВК АИИС КУЭ один раз в сутки автоматически (или по команде оператора) формирует и передает результаты измерений в XML-формате по электронной почте в программно-аппаратный комплекс (ПАК) коммерческого оператора (АО «АТС», АО «СО ЕЭС») и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности с электронной цифровой подписью.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электроэнергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД. Сличение шкалы времени ИВК и УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка шкалы времени ИВК осуществляется УСПД при расхождении часов ИВК и УСПД более ± 2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при каждом сеансе связи, но не реже чем одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 3 с.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений, к местам настройки (регулировки) ограничен на всех уровнях при помощи механических способов защиты (или программных методов защиты).
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер в виде цифрового обозначения указан в паспорте-формуляре на АИИС
КУЭ.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, УСПД, ПО АРМ на основе специализированного программного пакета - программный комплекс «Энергосфера» (ПО «Энергосфера»).
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «Энергосфера»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 (1.1.1.1) |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) для 32-разрядного сервера опроса |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
pso_metr.dll |
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р
50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 1 |
ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт = 5000/5 Рег. № 64182-16 |
НОЛ-10 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 66629-17 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200, Рег. № 53992-13 |
|
2 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 2 |
ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт = 5000/5 Рег. № 64182-16 |
НОЛ-10 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 66629-17 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 4 |
ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт = 5000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 5 |
ТШВ-15 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 1836-63 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 6 |
ТШВ-15 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 1836-63 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
Балаковская ТЭЦ-4 Генератор 7 |
ТШВ-15 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 1836-63 |
ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 Ктн = (10000/^3)7(100/^3) Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200, Рег. № 53992-13 |
|
7 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 43Б |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 45040-10 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 14А |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1856-63 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
9 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 23А |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
10 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 8 |
ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт = 5000/5 Рег. № 64182-16 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
11 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 30 |
ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт = 5000/5 Рег. № 64182-16 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
12 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 37А |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
13 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 13А |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
14 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 23Б |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
15 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 43А |
ТПЛ-10 КТ 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ ТЭЦ - Балаковская 1 ц. |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 16635-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200, Рег. № 53992-13 |
|
17 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ ТЭЦ - Балаковская 2 ц. |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 600/5 Рег.№ 16635-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
18 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ «Блок 5» |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 16635-05 (фаза А, фаза В) ТГФМ110 КТ 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 52261-12 (фаза С) |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
19 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ «Блок 6» |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 16635-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
20 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ «Блок 7» |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 16635-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
21 |
Балаковская ТЭЦ4, ВЛ-110 кВ «Блок 8» |
ТГФ110 КТ 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 16635-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 24218-03 (фаза А) НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 60353-15 (фаза В, фаза С) |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
22 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 14Б |
ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-05 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
23 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 45Б |
ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-05 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
24 |
Балаковская ТЭЦ 4, ГРУ-10 кВ, яч. 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)7(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ARIS MT200, Рег. № 5399213 |
|
25 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 39 |
ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
26 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 4 |
ТШЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
27 |
Балаковская ТЭЦ4, ГРУ-10 кВ, яч. 34 |
ТШЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 |
НОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
28 |
Балаковская ТЭЦ4, РУСН-0,4 кВ панель 181 секция № 8, КЛ-0,4 кВ ОАО «Вымпелком» |
ТОП-0,66 КТ 0,2 Ктт =15/5 Рег. № 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
|
29 |
Балаковская ТЭЦ4, РУСН-0,4 кВ панель 181 секция № 8, КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» |
ТОП-0,66 КТ 0,2 Ктт =15/5 Рег. № 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
|
30 |
Балаковская ТЭЦ4, РУСН-0,4 кВ панель 200 секция № 9, КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» |
ТОП-0,66 КТ 0,2 Ктт =15/5 Рег. № 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
cos ф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2) %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2) %<I изм<1 5 % |
I5 %<1изм<120 % |
I20 %—1изм<1100 % |
I100 %<1,,зм<I120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 - 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 1,0 |
|
0,9 |
- |
± 2,4 |
± 1,4 |
± 1,2 | |
|
0,8 |
- |
± 2,9 |
± 1,7 |
± 1,4 | |
|
0,7 |
- |
± 3,6 |
± 2,0 |
± 1,6 | |
|
0,5 |
- |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 | |
|
7 - 9, 12 - 15, 22, 23 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 0,9 |
|
0,9 |
- |
± 2,3 |
± 1,3 |
± 1,0 | |
|
0,8 |
- |
± 2,8 |
± 1,6 |
± 1,2 | |
|
0,7 |
- |
± 3,5 |
± 1,9 |
± 1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
± 2,8 |
± 2,0 | |
|
16 - 21, 24 - 27 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
± 1,2 |
± 0,8 |
± 0,7 |
± 0,7 |
|
0,9 |
± 1,2 |
± 0,9 |
± 0,8 |
± 0,8 | |
|
0,8 |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,7 |
± 1,5 |
± 1,1 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,5 |
± 1,9 |
± 1,4 |
± 1,1 |
± 1,1 | |
|
28 - 30 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2) |
1,0 |
- |
± 1,6 |
± 1,4 |
± 1,3 |
|
0,9 |
- |
± 1,7 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
0,8 |
- |
± 1,8 |
± 1,5 |
± 1,4 | |
|
0,7 |
- |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,5 | |
|
0,5 |
- |
± 2,5 |
± 1,8 |
± 1,6 | |
|
1 - 3 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 |
|
0,9 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
|
0,8 |
± 2,6 |
± 1,7 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
0,7 |
± 3,2 |
± 2,0 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
|
0,5 |
± 4,8 |
± 3,0 |
± 2,3 |
± 2,3 | |
|
10, 11 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 0,9 |
± 0,9 |
|
0,9 |
± 2,1 |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 1,0 | |
|
0,8 |
± 2,5 |
± 1,6 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
|
0,7 |
± 3,1 |
± 1,9 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
0,5 |
± 4,7 |
± 2,8 |
± 2,0 |
± 2,0 | |
|
Номер ИК |
cos ф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2) %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11(2) %<I изм<1 5 % |
I5 %<1изм<120 % |
I20 %<1изм<1100 % |
I100 %<!изм<I120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 - 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
± 6,5 |
± 3,6 |
± 2,7 |
|
0,8 |
- |
± 4,5 |
± 2,5 |
± 1,9 | |
|
0,7 |
- |
± 3,6 |
± 2,1 |
± 1,6 | |
|
0,5 |
- |
± 2,7 |
± 1,6 |
± 1,4 | |
|
7 - 9, 12 - 15, 22, 23 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,4 |
± 3,3 |
± 2,3 |
|
0,8 |
- |
±4,4 |
± 2,4 |
± 1,7 | |
|
0,7 |
- |
± 3,5 |
± 1,9 |
± 1,5 | |
|
0,5 |
- |
± 2,7 |
± 1,5 |
± 1,2 | |
|
16 - 21, 24 - 27 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
± 3,6 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,3 |
|
0,8 |
± 2,8 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 1,1 | |
|
0,7 |
± 2,4 |
± 1,5 |
± 1,1 |
± 1,1 | |
|
0,5 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,0 |
± 1,0 | |
|
28 - 30 (Сч. 1,0; ТТ 0,2) |
0,9 |
- |
± 4,0 |
± 2,3 |
± 1,9 |
|
0,8 |
- |
± 3,2 |
± 2,0 |
± 1,8 | |
|
0,7 |
- |
± 2,9 |
± 1,9 |
± 1,8 | |
|
0,5 |
- |
± 2,6 |
± 1,9 |
± 1,8 | |
|
1 - 3 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
± 6,3 |
± 3,8 |
± 2,7 |
± 2,7 |
|
0,8 |
± 4,5 |
± 2,7 |
± 2,0 |
± 1,9 | |
|
0,7 |
± 3,7 |
± 2,3 |
± 1,7 |
± 1,6 | |
|
0,5 |
± 2,9 |
± 1,8 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
10, 11 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
± 6,2 |
± 3,6 |
± 2,4 |
± 2,3 |
|
0,8 |
± 4,4 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,7 | |
|
0,7 |
± 3,6 |
± 2,2 |
± 1,5 |
± 1,5 | |
|
0,5 |
± 2,8 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с± 5
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%р и 5i(2)%q для cos ф=1,0 нормируется от Ii%, погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cosф<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cos ф - частота, Г ц |
от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C - для счетчиков активной и реактивной энергии: |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cos ф, не менее - частота, Г ц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД |
от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +10 до +30 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90 000 2 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М.04: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
140000 2 |
|
УСПД ARIS MT200: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
88000 |
|
Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут. |
114 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД,
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность приведена в таблице 5.
аблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока шинный |
ТЛШ-10 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТШВ-15 |
7 |
|
Трансформатор тока измерительный |
ТВЛМ-10 |
10 |
|
Трансформатор тока проходной, одновитковый с литой изоляцией |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока проходной с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТГФ-110 |
17 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
1 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока опорный |
ТОП-0,66 |
9 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения незаземляемый серии НОЛ |
НОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения заземляемый серии ЗНОЛ |
ЗНОЛ.06-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
18 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
21 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
3 |
|
Контроллер многофункциональный |
ARIS MT200 |
1 |
|
ПО |
ПО «Энергосфера» |
1 |
|
Формуляр |
ЭЛ.422231-001.04.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5547-550-2018 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Балаковской ТЭЦ-4. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 2435/550-RA.RU.311703-2018 от 25.09.2018 г., регистрационный номер ФР.1.34.2019.34133.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
