Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Ефремовской ТЭЦ, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С1 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов 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 с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационной системы GPS, получаемым от встроенного приемника GPS.

Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ. Сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ при любом расхождении часов сервера и УССВ.

УСПД, периодически (1 раз в 4 часа) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера АИИС КУЭ. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1,5 с и более.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3.0

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

Наименование программного модуля ПО:

CalcClients.dll

CalcLeakage.dll

CalcLosses.dll

Metrology.dll

ParseBin.dll

ParseIEC.dll

ParseModbus.dll

ParsePiramida.dll

SynchroNSI.dll

VerifyTime.dll

e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Состав ИК

ИК

Наименование ИК

Состав измерительного канала

Вид электрической энергии и мощности

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

Ефремовская ТЭЦ, ТГ-4 (6 кВ)

ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

2

Ефремовская ТЭЦ, ТГ-5 (6 кВ)

ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. №11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

3

Ефремовская ТЭЦ, ТГ-6 (10 кВ)

ТШЛ 20 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63

ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. №1593-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

4

Ефремовская ТЭЦ, ТГ-7 (6 кВ)

ТШЛ 20 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63

ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. №1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

5

Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 2

ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

6

Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 3

ТПЛ-10с 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 29390-05

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

7

Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 2

ТПФМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 814-53

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

8

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 2

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

9

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 2

ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

10

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 4

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

11

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 2

ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

12

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 2

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

13

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 3

ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

14

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 2

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

15

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 1

ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

16

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 1

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

17

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 1

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

18

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 1

ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

19

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 1

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

20

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 1

ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

21

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 3

ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

22

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 1

ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

23

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 1

ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

24

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 1

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

25

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 9

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

26

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Ефремов

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

27

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 3

ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

28

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 2

ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

29

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 2

ТВЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

30

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 1

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

31

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС РСП

ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

32

Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 2

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

33

Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №1

ТФЗМ-110Б 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

34

Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №2

ТФЗМ 110Б-1У 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26422-04

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

П Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

35

Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №3

ТВИ-110

600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30559-05

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03

УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05

сервер АИИС КУЭ: iROBO

активная

реактивная

36

Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, КВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Звезда с отпайкой на Г люкозную

ТАТ 300/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 45806-10

TVBs 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 29693-05

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 1

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф = 1

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1; 2

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,2

2,0

1,5

2,0

2,5

0,21н1<11<1н1

1,1

1,6

2,8

1,7

2,2

3,2

0,051н1<11<0,21н1

1,8

2,8

5,3

2,2

3,2

5,5

3; 4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

0,21н1<11<1н1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,8

3,0

0,051н1<11<0,21н1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,4

5 - 14; 26 - 33 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

1,0

1,4

2,3

1,6

2,1

2,7

0,21н1<11<1н1

1,2

1,7

3,0

1,7

2,3

3,4

0,11н1<11<0,21н1

1,8

2,9

5,4

2,3

3,3

5,6

0,051н1<11<0,11н1

1,8

3,0

5,5

2,3

3,4

5,7

15 - 25 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,2

2,0

1,5

2,0

2,5

0,21н1<11<1н1

1,1

1,6

2,8

1,7

2,2

3,2

0,11н1<11<0,21н1

1,8

2,8

5,3

2,2

3,2

5,5

0,051н1<11<0,11н1

1,8

3,0

5,4

2,2

3,3

5,6

34

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

1,0

1,4

2,3

1,6

2,1

2,7

0,21н1<11<1н1

1,2

1,7

3,0

1,7

2,3

3,4

0,051н1<11<0,21н1

1,8

2,9

5,4

2,3

3,3

5,6

35

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,2

2,0

1,5

2,0

2,5

0,21н1<11<1н1

0,9

1,2

2,0

1,5

2,0

2,5

0,11н1<11<0,21н1

1,1

1,6

2,8

1,7

2,2

3,2

0,051н1<11<0,11н1

1,1

1,8

2,9

1,7

2,4

3,3

0,011н1<11<0,051н1

2,0

3,0

5,4

2,5

3,3

5,6

36

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

0,21н1<11<1н1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

0,051н1<11<0,21н1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,8

3,0

0,011н1<11<0,051н1

1,8

2,9

5,4

2,0

3,0

5,5

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной

Границы интервала относительной

Номер ИК

Диапазон тока

основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

измерений в рабочих условиях эксплуатации,

соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1; 2

1н1<11<1,21н1

1,9

1,7

2,5

2,3

0,21н1<11<1н1

2,5

1,7

3,0

2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1)

0,051н1<11<0,21н1

4,5

2,8

5,2

3,6

3

1н1<11<1,21н1

1,9

1,2

2,4

2,0

0,21н1<11<1н1

2,4

1,5

2,9

2,2

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,051н1<11<0,21н1

4,3

2,5

4,6

3,0

4

1н1<11<1,21н1

1,9

1,5

2,1

1,7

0,21н1<11<1н1

2,4

1,5

2,6

1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,051н1<11<0,21н1

4,4

2,6

4,6

2,8

5 - 14; 26 - 33

1н1<11<1,21н1

2,1

1,8

2,7

2,4

0,21н1<11<1н1

2,6

1,8

3,1

2,4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1)

0,11н1<11<0,21н1

4,5

2,8

5,0

3,3

0,051н1<11<0,11н1

4,6

2,9

5,3

3,6

15 - 25

1н1<11<1,21н1

1,9

1,7

2,5

2,3

0,21н1<11<1н1

2,5

1,7

3,0

2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1)

0,11н1<11<0,21н1

4,4

2,7

4,9

3,2

0,051н1<11<0,11н1

4,5

2,8

5,2

3,6

34

1н1<11<1,21н1

2,1

1,8

2,7

2,4

0,21н1<11<1н1

2,6

1,8

3,1

2,4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1)

0,051н1<11<0,21н1

4,6

2,9

5,3

3,6

1н1<11<1,21н1

2,1

1,8

2,7

2,4

35

0,21н1<11<1н1

2,1

1,6

2,7

2,2

0,11н1<11<0,21н1

2,7

1,9

3,4

2,6

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1)

0,051н1<11<0,11н1

2,9

2,1

3,8

3,0

0,021н1<11<0,051н1

5,4

3,2

7,0

4,4

36

1н1<11<1,21н1

1,9

1,2

2,4

2,0

0,21н1<11<1н1

1,9

1,2

2,4

2,0

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,051н1<11<0,21н1

2,4

1,5

2,9

2,2

0,021н1<11<0,051н1

4,4

2,7

4,7

3,1

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

36

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- коэффициент мощности cosj

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от +5 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02

- среднее время наработки на отказ, ч

90000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

2

СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ, ч

165000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

2

УСПД

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток

45

1

2

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени УСПД.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера (серверного шкафа);

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Рег. №

Количество,

экз.

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

1423-60

4

Трансформаторы тока

ТШЛ 20

1837-63

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

29390-05

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

814-53

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

16

Трансформаторы тока

ТВЛ-10

1856-63

34

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

2793-88

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-1У

26422-04

3

Трансформаторы тока

ТВИ-110

30559-05

3

Трансформаторы тока

ТАТ

45806-10

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

1593-70

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

380-49

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

9

Трансформаторы напряжения

TVBs

29693-05

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

30

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С1

15236-03

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Сервер АИИС КУЭ

iROBO

-

1

Методика поверки

МП 1-2019

-

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 26 апреля 2019 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 ноября 2001 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;

-    СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);

-    термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);

-    миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

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

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Ефремовской ТЭЦ (АИИС КУЭ Ефремовской ТЭЦ), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ

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

Развернуть полное описание