| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический и 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;
передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций–участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные цепи ТТ и ТН, счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа МИР УСПД-01.
ИВК включает в себя IBM-совместимый компьютер (сервер АИИС КУЭ). Программная часть ИВК представлена программными комплексами, входящим в состав «Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов «МИР» (Рег. №36357-07).
Состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице 1.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности. Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.
По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал и журналы событий счетчиков передаются в УСПД.
УСПД осуществляет: пересчет из количества импульсов, накопленных в регистрах счетчиков, в именованные величины с учетом «постоянной» счетчиков; сбор, хранение и передачу в сервер АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; синхронизацию собственных часов по часам сервера АИИС КУЭ; синхронизацию часов счетчиков по собственным часам; ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет сбор результатов измерений с УСПД и перемножение на коэффициенты трансформации накопленных приращений электроэнергии. Сервер АИИС КУЭ обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных SQL и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», АО «Алтайэнергосбыт», Филиал МРСК Сибири – ОАО «Алтайэнерго», Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Сибири, Филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – Новосибирское РДУ, ООО «ГЭСК», ООО «ЗСК», другим заинтересованным лицам.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по проводному интерфейсу RS-485. УСПД обменивается информацией с сервером АИИС КУЭ по следующим каналам связи: по сети сотовой связи с использованием терминалов Siemens MC-35 и GPRS-контроллер ЛЭРС GSM Plus 2.0, по радиоканалу с использованием радиомодемов Integra TR, по проводному интерфейсу RS-232/485.
Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС КУЭ системами осуществляется по основному и резервному каналам связи через глобальную сеть передачи данных Интернет. В качестве основного канала связи используется канал АО «ТТК», в качестве резервного канала связи используется канал ПАО «Ростелеком».
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.
АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC осуществляется непрерывно с использованием радиочасов МИР РЧ-01(Рег. №27008-04), принимающих сигналы GPS. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении времени ±1 с. Для УСПД ОРУ-220 кВ, ГРУ 6 кВ и ГЩУ сличение происходит каждые 10 мин. Для остальных УСПД не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит 1 раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.
Таблица 1 – Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ и ИВКЭ АИИС
| № ИК | Наименование присоединения | Счетчики электроэнергии | Фаза | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | | 1 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ ТЭЦ АКХЗ – Чесноковская с отпайкой на ПС Шпагино | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 220Б-III | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:√/3)/(100:√3) | 26453-08 | 0,2 | | 2 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Смазнево - ТЭЦ АКХЗ (ВЛ СК-231) | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 220Б-III | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:√/3)/(100:√3) | 26453-08 | 0,2 | | 3 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч. №11, ВЛ-110 кВ АГ-88 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-I | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:√3)/(100:√3) | 14205-94 | 0,5 | | 4 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч. №10, ВЛ-110 кВ АГ-87 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-I | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:√3)/(100:√3) | 14205-94 | 0,5 |
| Продолжение таблицы 1 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | | 5 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч. №6, ВЛ-110 кВ АК-79 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-I | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:√3)/(100:√3) | 14205-94 | 0,5 | | 6 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч. №7, ВЛ-110 кВ АК-78 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-I | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:√3)/(100:√3) | 14205-94 | 0,5 | | 7 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №114, ЦРП2-1 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 1000/5 | 7069-79 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 | | 8 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №8, ЦРП1-2 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 | | 9 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №106, ТОЛ | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 300/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 10 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. №207, РП21 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТВЛМ-10 | 1000/5 | 1856-63 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 11 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. №211, 1РП8-1 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10-1 | 200/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 12 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №301, 1РП8-2 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 400/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 13 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №309, ТОП | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10-1 | 300/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 14 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №34, ЦРП1-1 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 | | 15 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №316, ЦРП2-3 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 1500/5 | 2473-69 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 | | 16 | ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.312, ввод 3С | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 3344-04 | 0,5 | | 17 | ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.110, ввод 1С | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 3344-04 | 0,5 | | 18 | ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.211, ввод 2С | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 3344-04 | 0,5 | | 19 | ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.412, ввод 4С | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 3344-04 | 0,5 | | 20 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 204, ТУ | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 300/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 21 | КТП 74-2-14, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 600/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | | 22 | ТЭЦ АКХЗ, TГ-1 (6кВ) | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШВ15Б | 8000/5 | 5719-76 | 0,5 | ЗНОМ-15-63 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 1593-70 | 0,5 | | 23 | ТЭЦ АКХЗ, TГ-2 (6кВ) | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 1593-70 | 0,5 | | 24 | ТЭЦ АКХЗ, TГ-3 (10кВ) | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:√/3)/(100:√/3) | 1593-70 | 0,5 | | 25 | КТП 70-2-8, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | | 26 | КТП 70-15-19, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | | 27 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.7, ВЛ-10 кВ Л-4-7 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 28 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.16, ВЛ-10 кВ Л-4-16 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10 | 100/5 | 7069-02 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 29 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ Л-4-3 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 100/5 | 38202-08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 30 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.9, ВЛ-10 кВ Л-4-9 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 31 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.15, ВЛ-10 кВ Л-4-15 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 32 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.17, ВЛ-10 кВ Л-4-17 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094-87 | 0,2 | | 33 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. № 110, ТС-1 | СЭТ-4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 150/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | 34 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 210, ТС-2 | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ, мод. ТОЛ-10-I | 400/5 | 47959-11 | 0,2S | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | | Для сбора данных с ИИК ТИ используются УСПД типа МИР УСПД-01 (рег. № 27420-08). | | Примечания:
Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
|
| Метрологические и технические характеристики |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК №23, 24 | ИК №27, 28, 30 | ИК №7 – 15, 20, 22 | ИК №16 – 19, 33 | ИК №21 | ИК №25, 26 | | 5 | 0,5 | 2,3 | 1,4 | 2,4 | 1,7 | 5,3 | 2,6 | 5,4 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 5,4 | 2,7 | 5,4 | 2,7 | 5,5 | 3,0 | 5,3 | 2,6 | 5,3 | 2,9 | 5,3 | 2,5 | 5,3 | 2,6 | | 5 | 0,8 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2,3 | 2,8 | 4,3 | 2,9 | 4,6 | 2,9 | 4,4 | 2,9 | 4,5 | 2,9 | 4,4 | 3,0 | 4,6 | 2,8 | 4,3 | 2,9 | 4,5 | 2,8 | 4,3 | 2,8 | 4,4 | | 5 | 0,865 | 1,3 | 2,4 | 1,4 | 2,7 | 2,4 | 5,4 | 2,5 | 5,5 | 2,5 | 5,4 | 2,6 | 5,6 | 2,5 | 5,5 | 2,6 | 5,6 | 2,4 | 5,3 | 2,5 | 5,5 | 2,4 | 5,3 | 2,5 | 5,4 | | 5 | 1 | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,7 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,9 | - | 1,7 | - | 1,7 | - | 1,7 | - | 1,7 | - | | 20 | 0,5 | 1,6 | 1,0 | 1,7 | 1,2 | 2,7 | 1,4 | 2,8 | 2,0 | 2,9 | 1,5 | 3,0 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 3,0 | 2,0 | 2,6 | 1,3 | 2,7 | 1,9 | 2,6 | 1,3 | 2,7 | 1,4 | | 20 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,1 | 1,6 | 1,5 | 2,3 | 1,6 | 2,6 | 1,6 | 2,4 | 1,7 | 2,5 | 1,6 | 2,4 | 1,8 | 2,8 | 1,4 | 2,2 | 1,6 | 2,6 | 1,4 | 2,2 | 1,5 | 2,3 | | 20 | 0,865 | 0,9 | 1,7 | 1,1 | 1,8 | 1,3 | 2,8 | 1,5 | 3,1 | 1,4 | 3,0 | 1,5 | 3,0 | 1,4 | 3,0 | 1,6 | 3,3 | 1,2 | 2,7 | 1,4 | 3,0 | 1,2 | 2,7 | 1,3 | 2,8 | | 20 | 1 | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,9 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,2 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | | 100, 120 | 0,5 | 1,4 | 0,9 | 1,5 | 1,1 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 | 2,2 | 1,2 | 2,2 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,8 | 1,8 | 1,0 | 1,9 | 1,7 | 1,8 | 1,0 | 1,9 | 1,1 | | 100, 120 | 0,8 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,4 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,2 | 1,8 | 1,3 | 1,9 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | 2,3 | 1,0 | 1,5 | 1,2 | 2,1 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,6 | | 100, 120 | 0,865 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,6 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,1 | 2,2 | 1,3 | 2,6 | 0,8 | 1,9 | 1,1 | 2,3 | 0,8 | 1,8 | 1,0 | 1,9 | | 100, 120 | 1 | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,6 | - | 0,8 | - | 0,6 | - | 0,7 | - | | Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | | Примечание
1.В таблице использованы обозначения:
δWоA – доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
δWоР – доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
δWA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95;
δWР - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК №1, 2 | ИК №3, 4, 6, 34 | ИК №5 | ИК №29 | ИК №31, 32 | | 2 | 0,5 | 1,8 | 1,5 | 2,0 | 2,0 | 2,1 | 1,6 | 2,2 | 2,1 | 2,1 | 1,6 | 2,2 | 2,1 | 4,7 | 2,4 | 4,7 | 2,8 | 4,7 | 2,4 | 4,7 | 2,7 | | 2 | 0,8 | 1,2 | 1,8 | 1,4 | 2,3 | 1,3 | 2,2 | 1,4 | 2,8 | 1,3 | 2,0 | 1,5 | 2,4 | 2,5 | 3,9 | 2,5 | 4,3 | 2,5 | 3,8 | 2,6 | 4,1 | | 2 | 0,865 | 1,1 | 2,1 | 1,3 | 2,5 | 1,3 | 2,6 | 1,4 | 3,3 | 1,3 | 2,3 | 1,4 | 2,7 | 2,2 | 4,9 | 2,2 | 5,3 | 2,2 | 4,7 | 2,3 | 4,9 | | 2 | 1 | 0,9 | - | 1,2 | - | 1,0 | - | 1,2 | - | 1,0 | - | 1,3 | - | 1,5 | - | 1,6 | - | 1,5 | - | 1,7 | - | | 5 | 0,5 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,9 | 1,7 | 1,1 | 1,7 | 1,4 | 1,7 | 1,4 | 1,8 | 1,9 | 2,8 | 1,4 | 2,8 | 1,7 | 2,8 | 1,7 | 2,8 | 2,1 | | 5 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 1,1 | 2,0 | 1,1 | 1,5 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,7 | 1,3 | 2,2 | 1,5 | 2,3 | 1,6 | 2,5 | 1,5 | 2,4 | 1,7 | 2,8 | | 5 | 0,865 | 0,8 | 1,6 | 1,1 | 2,1 | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 2,1 | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,4 | 2,8 | 1,4 | 3,1 | 1,4 | 2,9 | 1,5 | 3,2 | | 5 | 1 | 0,6 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,9 | - | 1,1 | - | | 20 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 1,2 | 1,6 | 1,4 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,0 | 1,6 | 1,7 | 1,9 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 | | 20 | 0,8 | 0,6 | 1,0 | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,5 | 0,9 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,6 | 1,2 | 1,7 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | | 20 | 0,865 | 0,6 | 1,1 | 0,9 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 2,0 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 | | 20 | 1 | 0,5 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | | 100, 120 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 1,2 | 1,6 | 1,4 | 0,9 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,0 | 1,6 | 1,7 | 1,9 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 | | 100, 120 | 0,8 | 0,6 | 1,0 | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,4 | 0,9 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,6 | 1,2 | 1,7 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | | 100, 120 | 0,865 | 0,6 | 1,1 | 0,9 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,6 | 0,8 | 1,5 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 | | 100, 120 | 1 | 0,5 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | | Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | | Примечание
1.В таблице использованы обозначения:
δWоA – доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
δWоР – доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
δWA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95;
δWР - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
Таблица 5 – Технические характеристики АИИС КУЭ
| Характеристика | Значение | | Количество измерительных каналов | 34 | | Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 | | Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 | | Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое | | Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое | | Глубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет | 3,5 | | Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое | | Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: | | ( температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, (С | от +21 до +25 | | ( напряжение, % от Uном | от 99 до 101 | | ( частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 | | ( ток, % от Iном | от 2 до 120 | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | | ( температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, (С | от 0 до +40 | | ( температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), (С | от -40 до +40 | | ( частота сети, Гц | от 49 до 51 | | ( ток, % от Iном | от 2 до 120 | | ( напряжение, % от Uном | от 90 до 110 | | ( индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
|
