Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Курскрезинотехника"
- ООО "Инженерный центр "Энергия", г.Иваново
-
Скачать
66343-16: Методика поверки 2183П -16.МПСкачать620.1 Кб66343-16: Описание типа СИСкачать131.2 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Курскрезинотехника"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи, технические средства приема-передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-325 (Госреестр СИ № 37288-08), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта ОРЭМ, подключённый к базе данных ИВК АИИС КУЭ при помощи удалённого доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) №№ 1 - 13, 20 состоят из трех уровней АИИС КУЭ. ИК № 14 - 19, 21, 22 состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Для ИК №№ 1-13, 20 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии
поступает на входы УСПД, откуда поступает на сервер баз данных АИИС КУЭ.
Для ИК №№ 14-19, 21, 22 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM-модемов, откуда поступает на сервер баз данных АИИС КУЭ.
Для ИК №№ 1-13, 20 между уровнями ИИК и ИВКЭ, ИВКЭ и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных. В качестве каналов используются линия связи интерфейса RS-485, Ethernet и GSM-сеть сотового оператора.
Для ИК №№ 14-19, 21, 22 между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК. В качестве канала используется GSM-сеть сотового оператора.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
АРМ энергосбытовой организации, субъекта ОРЭМ, подключённый к базе данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «Курскрезинотехника» при помощи удалённого доступа по сети Internet в атоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчёты в формате XML в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Курское РДУ и всем заинтересованным субъектам. XML-макеты формируются в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК).
АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Часы УССВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.
Часы сервера баз данных АИИС КУЭ синхронизируются с часами УССВ-2 не реже
1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с.
Часы УСПД ИК №№ 1-5, 20 синхронизированы по времени с часами сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Ход часов УСПД составляет ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Часы УСПД ИК №№ 6-13 синхронизированы по времени с часами сервера АИИС КУЭ ТЭЦ №1 ОАО «Курская Генерирующая Компания» (№ в Федеральном информационном фонде СИ 31999-06), сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов производится вне зависимости от наличия расхождения. Ход часов УСПД составляет ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка показаний часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 14-19, 21, 22 с часами сервера баз данных АИИС КУЭ производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут).
Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более 1с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств. Расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журналах событий УСПД и сервера БД.
Журнал событий сервера БД отражает события журналов событий ИВКЭ и ИИК, полученные с уровней ИВКЭ.
Предусмотрено обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.).
Пломбирование самой АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда результата измерений.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | Библиотека программных модулей ПО «АльфаЦЕНТР» ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-4, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | УСПД | ИВК | Вид электро энергии | ||
ТТ | ТН | Счетчик | |||||
1 | ПС «Промышленная» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, | ТВЛМ-10; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НАМИ-10; 6000/100; кл. точн. 0,2 | А1805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | RTU-325 | «Альфа ЦЕНТР» | активная реактивная |
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | УСПД | ИВК | Вид электро энергии | ||
ТТ | ТН | Счетчик | |||||
2 СШ, яч. № 46 | RTU-325 | «Альфа- ЦЕНТР» | |||||
2 | ПС «Промышленная» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 36 | ТВЛМ-10; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НАМИ-10; 6000/100; кл. точн. 0,2 | M805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
3 | ПС «Промышленная» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 31 | ТВЛМ-10; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НАМИ-10; 6000/100; кл. точн. 0,2 | M805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
4 | ПС «Промышленная» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ, яч. № 5 | ТВЛМ-10; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НАМИ-10; 6000/100; кл. точн. 0,2 | M805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
5 | ПС «Промышленная» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ, яч. № 4 | ТВЛМ-10; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НАМИ-10; 6000/100; кл. точн. 0,2 | M805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
6 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. № 602 | ТПОФ; 600/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
7 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. № 620 | ТПОФ; 600/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
8 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. № 637 | ТПОФ; 1000/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
9 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. № 639 | ТПОФ; 600/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
10 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. № 641 | ТПОФ; 600/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
№ | Наименование | Состав 1-го уровня | ИК | УСПД | ИВК | Вид | |
ИК | ИК | ТТ | ТН | Счетчик | электро энергии | ||
11 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. № 646 | ТПФМ-10 400/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
12 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. № 660 | ТПОФ; 750/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | RTU-325 | активная реактивная | |
13 | Курская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. № 664 | ТПОФ; 600/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | EA05RL-P1B- 3; кл. точн. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
14 | ТП-9 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 9 | ТПЛ-10; 100/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | А1805RALQ-P4G-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | |
15 | ТП-9 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 25 | А: ТПЛ-10; С: ТПЛУ-10 100/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | А1805RALQ-P4G-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | |
16 | ТП-10 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 3 | ТПФМ-10; 75/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | «Альфа- ЦЕНТР» | активная реактивная |
17 | ТП-10 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 6 | ТПОЛ; 200/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | |
18 | ТП-11 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 8 | ТПЛ; 100/5; кл. точн. 0,5S | НТМИ-6 У3; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | |
19 | ТП-11 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 38 | ТПЛ; 100/5; кл. точн. 0,5S | НТМИ-6 У3; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | |
20 | ЦРП 6/0,4 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 СШ, яч. № 2 | ТПОЛ; 400/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | А1805RALQ-P4GB-DW-4; кл. точн. 0,5S/1,0 | RTU-325 | активная реактивная | |
21 | ЦРП 6/0,4 кВ, ГРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 24 | ТПФМ-10; 200/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная |
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | УСПД | ИВК | Вид электро энергии | ||
ТТ | ТН | Счетчик | |||||
22 | ЦРП 6/0,4 кВ, ГРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 30 | ТПОЛ 10; 200/5; кл. точн. 0,5 | НТМИ-6; 6000/100; кл. точн. 0,5 | Меркурий 230 ART-00; кл. точн. 0,5S/1,0 | - | «Альфа- ЦЕНТР» | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % | Г раницы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие вероятности Р=0,95, % | ||||||||
cos ф =1,0 | cos ф =0,9 | cos ф =0,8 | cos ф =0,5 | cos ф =1,0 | cos ф =0,9 | cos ф =0,8 | cos ф =0,5 | ||
1-5 (счетчик-0^, ТТ-0,5, ТН-0,2) | I 5 £ 1Л I я з 2 < I 0 ''ч ©х | ±1,7 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,4 | ±2,2 | ±2,8 | ±3,3 | ±5,6 |
I 10% Л !изм < I 20% | ±1,7 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,2 | ±2,8 | ±3,3 | ±5,6 | |
I 20% Л ^-изм < I 100% | ±1,0 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,8 | ±1,7 | ±2,0 | ±2,2 | ±3,3 | |
I 0 0 £ Л 1 Я з 2 1Л I 2 о ©х | ±0,8 | ±1,0 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,8 | ±1,9 | ±2,6 | |
6-17, 20-22 (счетчик-0^, ТТ-0,5, ТН-0,5) | I 5 £ Л I Я з 2 < I 0 ''ч ©х | ±1,8 | ±2,5 | ±3,1 | ±5,5 | ±2,3 | ±2,8 | ±3,3 | ±5,6 |
I 10% Л ^зм < I 20% | ±1,8 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,5 | ±2,3 | ±2,8 | ±3,3 | ±5,6 | |
I 20% Л !изм < I 100% | ±1,1 | ±1,4 | ±1,7 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,3 | ±3,4 | |
I 0 0 £ Л 1 Я з 2 1Л I 2 о ©х | ±0,9 | ±1,2 | ±1,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,9 | ±2,0 | ±2,9 | |
18-19 (счетчик-0^, rr-0,5S, ТН- 0,5) | I 1(2)% Л ^-изм < I 5% | ±2,0 | ±2,5 | ±3,1 | ±5,5 | ±2,5 | ±2,9 | ±3,4 | ±5,8 |
I 5% Л !изм < I 10% | ±1,1 | ±1,6 | ±1,9 | ±3,1 | ±1,8 | ±2,2 | ±2,4 | ±3,6 | |
I 1 0 % Л Iизм < I 20% | ±1,1 | ±1,4 | ±1,7 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,3 | ±3,4 | |
I 20% Л ^-изм < I 100% | ±0,9 | ±1,2 | ±1,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,9 | ±2,0 | ±2,9 | |
I 0 0 £ Л 1 я з 2 1Л I 2 о ''ч ©х | ±0,9 | ±1,2 | ±1,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,9 | ±2,0 | ±2,9 |
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала допускаемой основной относительной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
cos ф=1,0 | cos ф=0,9 | cos ф=0,8 | cos ф=1,0 | cos ф=0,9 | cos ф=0,8 | ||
1-5 (счетчик- 1,0, ТТ-0,5, ТН-0,2) | 1 5 % Л J-изм < 1 10% | ±6,5 | ±4,6 | ±2,8 | ±7,6 | ±5,7 | ±4,0 |
I 10% Л 1изм < I 20% | ±6,3 | ±4,4 | ±2,7 | ±6,9 | ±5,1 | ±3,6 | |
1 2 0 £ 1Л 1 Я з 2 < I 0 о ''ч ©х | ±3,4 | ±2,5 | ±1,7 | ±4,1 | ±3,3 | ±2,7 | |
1 100% Л 1изм Л 1 120% | ±2,4 | ±1,9 | ±1,4 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,5 | |
6-15, 20 (счетчик-1,0, ТТ-0,5, ТН-0,5) | I 5 % Л 1изм < I 1 0% | ±6,6 | ±4,7 | ±2,9 | ±7,2 | ±5,3 | ±3,6 |
I 10% Л !изм < I 20% | ±6,4 | ±4,5 | ±2,8 | ±6,9 | ±5,0 | ±3,4 | |
I 20 % Л 1изм < I 100% | ±3,6 | ±2,6 | ±1,8 | ±4,2 | ±3,3 | ±2,5 | |
I 100% Л !изм Л I 120% | ±2,7 | ±2,1 | ±1,5 | ±3,4 | ±2,9 | ±2,3 | |
16, 17, 21, 22 (счетчик- 1,0, ТТ-0,5, ТН-0,5) | I 5% Л !изм < I 10% | ±6,5 | ±4,6 | ±2,7 | ±7,2 | ±5,6 | ±4,1 |
I 10% Л ^-изм < I 20% | ±6,4 | ±4,4 | ±2,7 | ±7,1 | ±5,4 | ±4,1 | |
I 20 % Л !изм < I 100% | ±3,5 | ±2,6 | ±1,8 | ±4,8 | ±4,1 | ±3,5 | |
I 100% Л Iизм Л I 120% | ±2,7 | ±2,1 | ±1,5 | ±4,2 | ±3,8 | ±3,4 | |
18-19 (счетчик-1,0, rr-0,5S, ТН- 0,5) | I 1(2)% Л ^-изм < I 5% | ±6,5 | ±4,6 | ±3,0 | ±7,2 | ±5,6 | ±4,2 |
I 5% Л !изм < I 10% | ±6,5 | ±4,6 | ±2,7 | ±7,2 | ±5,6 | ±4,1 | |
I 10% Л !изм < I 20% | ±3,5 | ±2,6 | ±1,8 | ±4,9 | ±4,2 | ±3,7 | |
I 2 0 £ Л 1 Я з 2 < I 0 о ''ч ©х | ±2,7 | ±2,0 | ±1,4 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,5 | |
I 100% Л Iизм Л I 120% | ±2,7 | ±2,1 | ±1,5 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,6 |
Примечания
1 Характеристики допускаемой основной относительной погрешности измерений ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик допускаемой основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,99-1,01)Uном; ток (0,02-1,20)!ном, частота - (50,00+0,15) Гц; cosj = 0,50; 0,80; 0,90 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 до 35 °С; счетчиков - от 21 до 25 °С; УСПД - от минус 10 до 60°С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.).
4 Рабочие условия:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,90 -1,10)U^; диапазон силы первичного тока - (0,01-1,20) 1щ; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,50 -1,00 (0,87-0,50); частота - (50,00+0,40) Г ц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 35 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,90-1,10) U^; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,20) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,50-1,00 (0,87-0,50); частота - (50,0+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для А1800 от минус 40 до 65 °C;
- для ЕвроАЛЬФА от минус 40 до 70 °C;
- для Меркурий 230 от минус 40 до 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,50 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.).
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до 35 °C.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как у перечисленных в таблице 2, УСПД и УССВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Г осударственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;
- УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74500 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 25 ч;
- сервер баз данных АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 114,0 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10,0 лет;
- RTU-325 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45,0 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5,0 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | № в госреестре | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 10 |
Трансформатор тока | ТПОФ | 518-50 | 14 |
Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 1261-02 | 2 |
Трансформатор тока | ТПОЛ | 47958-11 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ | 47958-11 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 3 |
Трансформатор тока | ТПЛУ-10 | 1276-59 | 1 |
Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 6 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 4 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 9 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 У3 | 51199-12 | 1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-06 | 8 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 16666-97 | 8 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 | 23345-07 | 6 |
Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 37288-08 | 2 |
У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
Сервер | Dell РowerEdge R230 | - | 1 |
Методика поверки | 2183П-16.МП | - | 1 |
Инструкция по эксплуатации | 2183П-16.ИЭ | - | 1 |
Паспорт-формуляр | 2183П-16.ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 2183П-16.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 28.10.2016 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных Альфа А1800 -в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа -в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки» », утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных Меркурий 230 -в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
- УСПД RTU-325 в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
Основные средства поверки:
- радиосервер РСТВ-01(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09), Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигнала «1 с» относительно шкалы UTC(SU) ±0,1 мкс, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника», аттестованной и утвержденной в установленном порядке.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческогоучета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника»
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