Назначение
Системы информационно-измерительные «ТОК» (в дальнейшем - ИИС «ТОК») предназначены для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.
Область применения: организация учета электрической энергии и мощности.
Описание
ИИС «ТОК» представляют собой многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, компонуемую на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией из технических средств, выпускаемых ООО «СКВ Амрита» и другими изготовителями технических средств, которая применяется как законченная система непосредственно на объекте эксплуатации. ИИС «ТОК» может включать в себя все или некоторые из компонентов, перечисленных в разделе «Комплектность». В ИИС «ТОК» может входить несколько компонентов одного наименования. Конкретный состав и конфигурация системы определяется ее проектной и эксплуатационной документацией.
ИИС «ТОК», как правило, состоит из трех функциональных уровней:
1) Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя следующие средства измерений:
—измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности от 0,2S до 1,0, с номинальным первичным током IiH0M, А: 1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 750; 800; 1000; 1200; 1500; 2000; 3000; 4000;5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 14000; 16000; 18000;20000; 25000; 28000; 30000; 32000; 35000; 40000 и номинальным вторичным током 12ном, А: 1; 2; 5.;
-измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности от 0,2 до 1, 0 с номинальным напряжением первичной обмотки UiH0M, кВ: 3; 3,15; ЗЛ/З; 3,3/>/3; 6; 6/х/З; 6,6; 6,6/х/З; 10; 10/х/З; 10,5; 10,5/л/З; 11; ПА/З; 13,8; 13,8/^3; 15; 15/х/З; 15,75; 15,75/л/З; 18; 18/х/З; 20; 20/х/З; 24; 24/х/З; 27; 27/УЗ; 35; 35/УЗ; 110; 110/х/З; 150; 150А/3; 220; 220Л/3; 330; 330/^3; 500; 500А/3; 750; 750/^3 и номинальным напряжением вторичной обмотки и2нОм, кВ: 0,1; 0,1А/3.;
- счетчики электрической энергии класса точности от 0,2S до 2,0 с прямым или трансформаторным подключением измерительных цепей с цифровыми или импульсными выходами .
ТТ или ТТ и TH включаются в состав уровня ИИК при применении счетчиков электрической энергии класса точности от 0,2S до 1,0 с трансформаторным подключением измерительных цепей.
2) Уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), выполняющий функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок и включающий в себя:
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД) или устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к уровню ИИК;
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы).
3) Уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), выполняющий функцию автоматизированного сбора и хранения результатов измерений со всех нижестоящих уровней, подготовки различных обобщенных форм отчетов, передачи их всем заинтересованным сторонам и включающий в себя:
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД);
- технические средства приёма-передачи данных (многоканальная аппаратура связи);
- технические средства для удаленного администрирования и диагностики средств ИИС «ТОК»..
При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет уровень ИВК.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях ИИС «ТОК» и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, осуществляет привязку к единому календарному времени, обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии.
Средства связи, контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы), средства вычислительной техники (персональные компьютеры) являются вспомогательными техническими компонентами, поскольку выполняют только функции приема-передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ИИС «ТОК» выполняет следующие основные функции:
- измерение приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
- измерение средних значений активной (реактивной) электрической мощности на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
- ведение системы обеспечения единого времени в ИИС (измерение интервалов времени, синхронизация времени, коррекция времени);
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет);
- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- формирование отчетных документов, в том числе формирование отчетов в XML формате установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и их передачу по электронной почте;
- подготовка данных в XML формате для передачи их по электронной почте внешним организациям (пользователям информации). Состав данных:
а) результаты измерений;
б) состояние объектов и средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерения оформленных в виде визуальных, печатных и электронных данных;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (использование аппаратных блокировок, паролей, электронно-цифровой подписи);
- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИИС.
Технические характеристики
Количество каналов измерений электрической энергии и электрической мощности с выделенными каналами связи или с коммутируемыми телефонными каналами связи - до 32768.
Диапазоны первичного тока и первичного напряжения измерительных каналов (ИК) определяются номинальными токами и номинальными напряжениями применяемых в них ТТ и TH.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности приведены в таблицах 1 и 2 и определяются классами точности применяемых в ИК счётчиков электрической энергии (ЭСч), ТТ и TH.
Таблица 1. Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной электроэнергии и средней за 30 мин активной мощности
| Состав измерительного канала | Значение COSCD | бг %р, [%] Wp2%< WpM3M<Wp5% | §5%Р, [%] Wp9%< Wpn3M<Wp20% | 5?о%р, [%] Wp2®fc Wpw3M< Wp100% | §100 %P, [%] Wp100%< Wpw3M<WpMa<c |
| 1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,2 по ГОСТ 26035 или класс 0,2S по ГОСТ 30206 | 1,0 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 |
| 0,8 | ±1,2 | ±0,9 | ± 0,6 |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,3 | ±0,9 |
| 1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 | 1,0 | ±1,4 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,3 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,6 | ± 1,1 |
| 1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,2 по ГОСТ 26035 или класс 0,2S по ГОСТ 30206 | 1,0 | не нормируется | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 |
| 0,8 | не нормируется | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 |
| 0,5 | не нормируется | ±2,0 | ±1,2 | ±0,9 |
| 1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 | 1,0 | не нормируется | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,8 | не нормируется | ±1,6 | ±0,9 | ±0,8 |
| 0,5 | не нормируется | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 |
| 1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5 S по ГОСТ 30206 | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | ±4,9 | ±3,1 | ±2,3 |
| 1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 З. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 * | 1,0 | ±2,6* | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,8 | ±3,4* | ±2,3 | ± 1,6 |
| 0,5 | ±5,7* | ±3,5 | ±2,5 |
| Состав измерительного канала | Значение | $2 %Р, [%] Wp2%< WpH3M< Wp5% | 5з%р, [%] Wp9%< WpH3M<Wp20% | §20 %Р, [%] Wp20%< Wpt43M< Wp100% | 5100 %P, [%] wpi00%< wpH3M<wpMac |
| 1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 | 1,0 | не нормируется | ±1,8 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,8 | не нормируется | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,5 | не нормируется | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 | 1,0 | не нормируется | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | не нормируется | ±3,3 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,5 | не нормируется | ±5,7 | ±3,2 | ±2,5 |
| 1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 | 1,0 | не нормируется | ±3,9 | ± 2,6 | ±2,2 |
| 0,8 | не нормируется | ±5,9 | ±3,3 | ±2,6 |
| 0,5 | не нормируется | ±11,0 | ±5,9 | ±4,5 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wp5%, Wp2o%, WPioo%, Wpi2o% - значение активной электроэнергии при 5 %-ном, 20 %-ном, при 100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока в сети, соответственно.
* - для счетчиков электрической энергии по ГОСТ 6570 погрешность измерений в диапазоне WP2%< WPM3M<Wp5% (52%р), не нормируется.
Таблица 2. Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии и средней за 30 мин реактивной мощности
| Состав измерительного канала | Значение sin® | §2 %Q, [%] Wq2%< WCM3m<Wq5% | §5 %Q, [%] WQ5%< WQM3M<WO20% | §20 %Q, [%] WO20%< WQ«3M< WQ100% | 5|00%Q, [%] WQ1OO%< WQH3M<WQMaKC |
| 1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | ±1,5 | ±1,о | ±0,7 |
| 0,6 | ±2,0 | ±1,3 | ±0,9 |
| 1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 | 0,87 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,2 |
| 0,6 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,3 |
| 1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ±1,3 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,6 | не нормируется | ±1,8 | 1±,1 | ±0,9 |
| 1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,6 | не нормируется | ±2,4 | ±1,4 | ±1,3 |
| . ТТ класс 0,5S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | ±2,4 | ±1,6 | ± 1,2 |
| 0,6 | ±4,1 | ±2,5 | ±1,8 |
| 1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 | 0,87 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 |
| 0,6 | ±4,8 | ±2,9 | ±2,1 |
| 1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | ±3,9 | ±2,6 | ±2,0 |
| 0,6 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,4 |
| Состав измерительного канала | Значение sin® | §2 %Q, [%] WQ2%< WQH3M<WQ5% | 85 %Q, [%] WQ5%< WQH3M< WO20% | §20 %Q, [%] WQ20%<WQM3M< WQ100X | 8100 %Q, [%] WQ1OO%< WQH3M<WQMaxc |
| 1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ± 2,6 | ±1.5 | ±1,2 |
| 0,6 | не нормируется | ±4,4 | ±2,4 | ±1,8 |
| 1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ±2,9 | ±1,8 | ±1,5 |
| 0,6 | не нормируется | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 |
| 1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ±3,3 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,6 | не нормируется | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 | 0,87 | не нормируется | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 |
| 0,6 | не нормируется | ±8,8 | ±4,8 | ±3,6 |
| 1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035, или ГОСТ 6570* | 0,87 | не нормируется | ±5,6* | ±3.2 | ± 2,6 |
| 0,6 | не нормируется | ±9,0* | ±4,9 | ±3,8 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wq5%, Wqio%,WQ2o%, Wqioo%, Wqi20% - значение реактивной электроэнергии при 5 %-ном, 10 %-ном, 20 %-ном, 100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока в сети, соответственно.
* - указывает, что для ИК со счетчиками электрической энергии по ГОСТ 6570 представленное в графе «85 %q, [ %], Wq5%< Wqh3m<Wq2o%» значение погрешности измерения соответствует «310 %q, [ %], Wqw%< Wqm3m<Wq2o%, поскольку для данных Эсч погрешность нормируется начиная Wqw%.
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности, обусловленных внешними влияющими факторами, определяются метрологическими характеристиками счётчиков электрической энергии, применяемых в ИК.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с за 24 ч.
Средний срок службы 20 лет
Характеристики устойчивости и прочности к воздействию внешних факторов (температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления) составных компонентов ИИС «ТОК» - согласно эксплуатационной документации каждого компонента.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт на ИИС «ТОК» типографским методом.
Комплектность
В комплект поставки ИИС «ТОК» могут входить технические и специализированные программные средства, а также документация, представленные в таблицах 3-5, соответственно. Конкретный состав комплекта поставки ИИС «ТОК» определяется проектной документацией на энергообъект, картой заказа или договором на поставку.
Таблица 3 - Технические средства
| № | Наименование | Обозначение | № в Госреестре средств измерений |
| Уровень ИИК |
| 1 | Счетчики электрической энергии с импульсными выходами (класс точности от 0,2S до 2,0) | | |
| 2 | Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровым интерфейсом в том числе: | | |
| EPQS | «ELGAMA-ELEKTRONIKA» | 25971-03 |
| АЛЬФА | «Эльстер Метроника» | 14555-02 |
| СЭБ-1ТМ.01 | «НЗИФ» | 28621-05 |
| СЭТ-1ТМ.01 | «НЗИФ» | 26275-04 |
| ПСЧ-4ТА | «НЗИФ» | 22470-02 |
| ПСЧ-4ТМ.05 | «НЗИФ» | 27779-04 |
| СЭБ-2А.05 | «НЗИФ» | 22156-01 |
| СЭТ-4ТМ.02 | «НЗИФ» | 20175-01 |
| СЭТ-4ТМ.03 | «НЗИФ» | 27524-04 |
| ПСЧ-ЗТА | «НЗИФ» | 16938-02 |
| ЦЭ 6850 | ОАО «Концерн Энергомера» | 20176-00 |
| Меркурий 200 | «ИНКОТЕКС» | 20177-00 |
| Меркурий 230 | «ИНКОТЕКС» | 23345-03 |
| ЕвроАЛЬФА | «Эльстер Метроника» | 16666-97 |
| Альфа А1700 | «Эльстер Метроника» | 25416-03 |
| Ф669 | «ЛЭМЗ-ЕЭС» | 21040-01 |
| ГАММА-3 | РПЗ | 26415-05 |
| СТС 5605 | мзэп | 21488-03 |
| Уровень ИВКЭ |
| 3 | Промышленные контроллеры и их модификации: | | |
| ЦУСПД | АГУР .465685.001-02 АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 | 27111-04 |
| УСПД «ТОК-С» | АМР1.00.00 | 13923-03 |
| УС16 | АМР16.00.00 | |
| УС8 | АГУР.426439.001 | |
| Уровень ИВК |
| 4 | ЦУСПД | АГУР.465685.001-01, АГУР .465685.001-02, АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 | 27111-04 |
| 5 | Автоматизированное рабочее место (АРМ) (персональный компьютер с монитором, принтером) | | |
| Технические средства приёма-передачи данных |
| 6 | Контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы): | | |
| Коммутатор каналов передачи данных | АМРЗ 1.00.00 зам.1 | |
| Мультиплексор каналов передачи данных (до 28 различных каналов) | АМРЗ 1.00.00-01 зам.1 | |
| Преобразователь интерфейсов RS232 в ИРПС (токовая петля 20 mA) | АМР 1.73.00 | |
| Преобразователи интерфейсов RS232 в RS485 Повторители интерфейса RS485 | АГУР.465277.001 или аналогичные | |
| № | Наименование | Обозначение | №вГосреестре средств измерений |
| 6 | Мультиплексор интерфейса RS485 (8 каналов RS485) | АГУР.422371.002 | |
| Мультиплексор интерфейса CAN (8 каналов CAN) | АГУР.422371.001 | |
| Hayes - совместимые модемы («ПАРУС», «ZyXEL» или аналогичные) Модемы ВЧ-связи по ВЛ или аналогичные Модемы беспроводные GSM/GPRS/EDGE Спутниковые модемы Радио модемы | | |
| Маршрутизатор соединений GPRS | АГУР.465235.001 | |
| Устройства сбора данных типа: Е441,Е441М, Е443М2 | АСУ2.157.010 | |
| Устройство преобразования интерфейса RS232C/HPnC | АГУР.465277.004 | |
| Мультиплексор интерфейса RS485 SMART (64 канала RS485) | АГУР.422371.003 | |
| Системы обеспечения единого времени (устройства синхронизации времени) |
| Регистраторы сигналов проверки времени СПВ | АГУР.411429.001, АМР7.00.00 | |
| Адаптер радиоприёмного устройства | АГУР.464931.001 | |
| Адаптер радиоприёмного устройства | АГУР.464931.001-01 | |
Таблица 4 - Специализированное программное обеспечение
| № | Наименование | Обозначение |
| 1 | Пакет с программным обеспечением | «МикроТок» |
| 2 | Базовое программное обеспечение «ТОК» | АМР24.00.00-03 |
Таблица 5 - Документация
| № | Наименование | Количество |
| 1 | ИИС «ТОК». Ведомость эксплуатационных документов АГУР.411711.010 ВЭ | 1 |
| 2 | ИИС «ТОК». Руководство по эксплуатации АГУР.411711.010 РЭ | 1 |
| 3 | ИИС «ТОК». Паспорт АГУР.411711.010 ПС | 1 |
| 4 | ИИС «ТОК». Методика поверки АГУР.411711.010 ПМ | 1 |
Поверка
Поверка производится в соответствии с документом «Системы информационноизмерительные «ТОК». Методика поверки» АГУР.411711.010 ПМ, согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 27 февраля 2006 г.
Основное оборудование, используемое при поверке:
- секундомер механический СОСпр-2б-2;
- частотомер 43-63/1;
- генератор АМР8.00.00;
- приемник сигналов точного времени;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.216, ГОСТ 8.217, МИ 2845, методики поверки счётчиков по ГОСТ 30206, ГОСТ 30207, ГОСТ 26035, ГОСТ 6570), регламентирующими поверку средств измерений, входящих в состав ИИС «ТОК».
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002. «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
АГУР.411711.010ТУ «Системы информационно-измерительные «ТОК». Технические условия».
Заключение
Тип систем информационно-измерительных «ТОК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
