Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии» (МП 005-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии

Наименование

МП 005-2016

Обозначение документа

ВНИИФТРИ

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора Восточно-Сибирского

^Ьирс

ФГУП

- ВНИИФТРИ ?

сс

а ФГУП «ВНИИФТРИ»

К.В. Константинов

2016 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Иркутская Энергосбытовая компания»

в части сальдо-перетоков электроэнергии

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 005-2016

Разработчики:

Нач. отдела испытаний средств измерений Восточно-Сибирского филиалУФГУП «ВНИИФТРИ» Н.Ф. Крайнов

У

Вед. инженер отдела испытаний средств измерений

Восточно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ»

________________А.А. Кочнев

Иркутск 2016

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

кабелями связи

счетчиков

  • 7.4.1 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена при наличии нагрузки на

присоединении

  • 7.5 Оценка основных метрологических характеристик АИИС КУЭ ООО «Иркутская

Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии

  • 7.5.1 Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии

в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

  • 7.6 Подтверждение соответствия программного обеспечения АИИС КУЭ при поверке.

Проверка обеспечения защиты ПО в процессе эксплуатации

Приложение А. Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав АИИС КУ Э

Приложение Б. Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности), потребленной и переданной за установленные интервалы времени присоединениями на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» (расположенных на границе балансовой принадлежности), а также автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);

  • - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

  • - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

  • - передачу в заинтересованные организации результатов измерений;

  • - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее - ИВК). устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

  • - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.);

  • - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

  • - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

  • - ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC).

АИИС КУЭ и ее измерительные каналы (ИК) формируются из следующих средств измерений (измерительных компонентов) утверждённых типов:

  • - трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746;

  • - трансформаторов напряжения (TH) по ГОСТ 1983;

  • - трехфазных многофункциональных счетчиков электрической энергии серии Альфа А1800 с цифровым интерфейсом RS-485 по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии;

  • - устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-327: RTU-327EV;

  • - измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) на базе компьютера типа IBM PC (сервер БД) в качестве коммуникационной и архивной станции.

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, приведены в Приложении А.

Нормальные, допускаемые и фактические условия измерений АИИС КУЭ приведены в технорабочей документации на систему.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ приведены в Приложении Б.

Принцип действия АИИС КУЭ: аналоговые сигналы переменного тока с выводов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов в цифровой код. Микропроцессором счетчика вычисляются активная и реактивная мощность, а также активная и реактивная электроэнергия за 30-минутные интервалы времени. Счетчики снабжены отсчетными л Э

устройствами и цифровыми выходами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти. По запросу измерительная информация с заданной периодичностью поступает в цифровом виде по проводным линиям связи на входы УСПД, где выполняется предварительная обработка поступившей информации. С выходов УСПД по каналам связи информация поступает на ИВК.

Используемое программное обеспечение позволяет производить сбор данных с УСПД (и/или счетчиков), а также выполняет обработку, хранение полученных данных на жёстком диске сервера БД ИВК, отображает данные в наглядной форме (таблицы, графики), ведет оперативный контроль средней (30-минутной) электроэнергии (мощности), выводит полученную информацию на печать и передает в заинтересованные организации. Уровень защиты программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» на ИВК ПАО «Иркутскэнерго» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (по Р 50.2.077-2014)..

Первичную поверку проводят после установки и монтажа необходимого оборудования на объекте.

Установку отдельных технических компонентов, снимавшихся для ремонта и/или поверки в течение интервала между поверками, проводят без дополнительной поверки АИИС КУЭ, если метрологические характеристики и условия применения этих компонентов не изменились.

Интервал между поверками АИИС КУЭ - 4 года.

2 ОПЕРАЦИИ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции, указанные в таблице 1, и должны использоваться средства поверки, указанные в таблице 2.

Таблица 1 - Операции поверки

№ п/п

Наименование операций поверки

№ пункта Методики

1

Внешний осмотр, проверка технической документации

п. 7.1

2

Проверка функционирования составных компонентов

п. 7.2

о

Опробование АИИС КУЭ в целом

п. 7.3

4

Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

п. 7.4

5

Оценка основных метрологических характеристик АИИС КУЭ

п. 7.5

6

Подтверждение соответствия программного обеспечения АИИС КУЭ при поверке. Проверка обеспечения защиты ПО в процессе эксплуатации

п. 7.6

7

Оформление результатов поверки

п. 8

Таблица 2 - Средства поверки

Тип средства поверки

Метрологические характеристики

Назначение

Радиочасы МИР РЧ-02

Пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC: ±1 мкс

Определение хода часов компонентов системы

Тайм-серверы (ntp-серверы) imvp ФГУП «ВНИИФТРИ»

Пределы допускаемой погрешности синхронизации системного времени относительно ШВ UTC(SU): ±10 мкс

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2

Температура окружающей среды: (от 0 до +55) °C; ±0,3 °C, 2 класс

Определение внешних влияющих факторов

Гигрометр психометрический

ВИТ

Отн. влажность воздуха (20-^90) % ; отн. погрешность: ±7 % (от +5 до +10) °C,

±6 % (свыше +10 до +30) °C

Барометр-анероид БАММ

Атм. давление (80 ч- 106) кПа;

отн. погрешность: осн. ±0,2 %, доп. ±0,5 %

Вол ьтам перфазометр цифровой

РЕТОМЕТР-М2

Напряжение: (0,06-750) В; ПГ ±(0,005-хн„,+0,03) В; Ток во вторичной цепи:(0,04-40)А; ±(0,02- хизм+0,03)А Частота сети: (40-80) Гц; ПГ ±0,01 Гц;

Коэффициент мощности: фазовый угол (-180-+180)°; ПГ ±0,5('°; ±l,5(,v°; ±2,5/

Определение параметров сети

Тип средства поверки

Метрологические характеристики

Назначение

Переносной ПК с программным пакетом «АльфаЦЕНТР» модуль AC L

-

Для считывания информации со счетчиков

Адаптер к оптическому порту

Допускается проведение поверки с применением других основных и вспомогательных средств поверки, обеспечивающих определение и контроль метрологических характеристик с требуемой точностью.

3 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

Поверку АИИС КУЭ должен выполнять персонал, аттестованный в соответствии с ПР 50.2.012-94 «Порядок аттестации поверителей средств измерений», прошедший инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и имеющий группу по технике безопасности не ниже III, освоивший работу с комплексом и используемыми средствами.

4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 22261-94, действующими «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» и «Межотраслевыми правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» (РД-153-34.0-03.150-00), а также требованиями безопасности, установленными в эксплуатационной документации на технические и измерительные компоненты, входящие в состав АИИС КУЭ и на средства поверки.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки при рабочих условиях эксплуатации должны соблюдаться следующие условия, если это не оговорено особо в руководствах по эксплуатации на компоненты АИИС:

  • - температура окружающего воздуха (20±5) °C;

  • - относительная влажность не более 80 %;

  • - атмосферное давление 84-107 кПа (630-795 мм рт.ст.);

  • - напряжение питающей сети переменного тока 220 В ±5 %;

  • - частота питающей сети (50±1) Гц.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

  • - ознакомиться с эксплуатационной документацией на компоненты ИК АИИС КУЭ и на АИИС в целом, а также с Методикой (методами) измерений, распространяющуюся на систему;

  • - провести технические и организационные мероприятия по обеспечению безопасности проводимых работ в соответствии с положениями ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.3-75;

  • - средства поверки и вспомогательные технические средства установить в рабочих условиях применения в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

  • 7 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

7.1 Внешний осмотр АИИС КУЭ
  • 7.1.1 При выполнении внешнего осмотра АИИС КУЭ проверяется:

  • - соответствие номенклатуры и типов технических и программных компонентов указанным в документации на АИИС КУЭ;

  • -  наличие действующих свидетельств о поверке (или записей в паспортах) измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД и УССВ-2;

  • - наличие действующих пломб в оговоренных местах, соответствие заводских номеров на шильдиках технических компонентов АИИС КУЭ номерам, указанным в документации на систему;

  • - наличие и качество заземления корпусов компонентов системы и металлических шкафов, в которых они расположены;

  • - внешний вид каждого компонента АИИС КУЭ с целью выявления возможных механических повреждений, загрязнения и следов коррозии;

наличие напряжения питания на счетчиках (должен работать жидкокристаллический индикатор счетчика);

наличие напряжения питания и отсутствие ошибки на УСПД и УССВ-2;

наличие напряжения питания на модемах (должны светиться светодиоды на лицевой панели модема);

наличие напряжения питания на преобразователях интерфейсов (должен светиться светодиод сигнализирующий о наличии питания);

функционирование ИВК (должна функционировать операционная система, необходимая для работы программы сбора данных - Windows 2000).

7.1.2 Проверка комплектности технической документации

В комплект документации, хранящейся на объекте, должны входить:

  • - руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

  • - копия сертификата об утверждении типа и копия описания типа АИИС КУЭ;

  • - руководства по эксплуатации и паспорта на все компоненты системы;

  • - копии действующих свидетельств о последней поверке АИИС КУЭ и входящих в нее компонентов;

  • - настоящая методика поверки.

7.2 Проверка функционирования составных компонентов АИИС КУЭ

Перед опробованием всей АИИС КУЭ в целом необходимо выполнить проверку функционирования основных компонентов АИИС КУЭ.

7.2.1 Проверка функционирования счетчиков

Для проведения функционирования счетчиков необходимо убедиться в наличии напряжения питания на счетчики. Проверить правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик). Счетчики считать работоспособными, если работают все сегменты индикаторов, отсутствуют коды ошибок или предупреждений, прокрутка параметров осуществляется в заданной последовательности, время внутренних часов соответствует календарному, работает оптический порт счетчиков серии Альфа А1800.

При проведении проверки функционирования счетчиков руководствуются требованиями эксплуатационной документации на счетчики.

7.2.2 Проверка правильности соединения разъемов цифровых интерфейсов счетчиков с кабелями связи

До проведения опробования АИИС КУЭ должна быть проверена правильность соединений разъемов цифровых интерфейсов счетчиков с магистральными кабелями ведущими к преобразователям интерфейсов. Правильность соединений проверяется по приведенным в документации на счетчики и преобразователи интерфейсов схемам соединений разъемов цифровых интерфейсов.

7.2.3 Проверка связи со счетчиками

Проверка возможности обеспечения подключения по одному или нескольким цифровым интерфейсам компонентов АИИС, в том числе для автономного считывания, удалённого доступа и параметрирования:

проверка счетчиков серии Альфа А1800 осуществляется следующим образом. К оптопоргу счетчика, в соответствии с руководством по эксплуатации (ДНЯМ.411152.001 РЭ) подключается ноутбук. С помощью ноутбука с установленным ПО «АльфаЦЕНТР» модуль AC_L проверяются функции автономного считывания информации, удаленного доступа и параметрирования счетчиков (см. описание работы программы).

7.2.4 Проверка даты и времени счетчика

До начала опробования АИИС необходимо проверить соответствие даты и времени счетчика календарной дате и времени. Проверка может осуществляться визуально или с помощью переносного компьютера и программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» модуль AC L.

С индикатора счетчика визуально снимают показания даты, времени и сравнивают с календарным (на индикаторах всех счетчиков должны присутствовать показания текущей даты и времени).

С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» модуль AC L, переносного компьютера и оптопорта со счетчика снимаются показания текущей даты и времени счетчиков. Производится сравнение текущей даты и времени счетчика с календарным.

Расхождений показаний времени счетчика с календарным должно быть не более ±5 с.

7.2.5 Проверка защиты от несанкционированного доступа к счетчику через оптический порт

Проверка защиты от несанкционированного доступа к счетчику через оптический порт проводится с помощью переносного компьютера с ПО «АльфаЦЕНТР» модуль AC L и оптопорта. Осуществляется попытка связи со счетчиком с заведомо неправильным паролем. Испытание считается успешным, если связи со счетчиком установить не удается.

7.2.6 Проверка функционирования вспомогательных технических компонентов системы

При проведении проверки функционирования вспомогательных технических компонентов АПИС руководствуются требованиями эксплуатационной документации на них.

Проверка функционирования модемов, модулей интерфейсов, контроллеров приема-передачи данных, мультиплексоров должна производиться в составе всей системы.

При проверке всех вспомогательных технических компонентов необходимо убедиться в наличии питания в соответствии с технической документацией. Подача питания фиксируется соответствующими элементами сигнализации (светодиодами и лампочками).

С помощью ИВК и ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляется связь с удаленным объектом (объектами). После установления успешного соединения между модемами или по выделенным линиям связи производится опрос УСПД.

Вспомогательные технические средства считаются исправно функционирующими в составе системы, если по установленному соединению успешно прошел опрос УСПД.

7.2.7 Поверка правильности функционирования УСПД

При опробовании УСПД и линии связи проверяют следующее:

  • - наличие сигнализации питания "24В" на пульте управления и индикации УСПД;

  • - отсутствие ошибок при автоматическом тестировании;

  • - правильность индикации текущего времени и даты;

  • - индикацию эквивалентов показаний микропроцессорных счетчиков.

Проверка отсутствия ошибок в работе УСПД, времени и даты УСПД может производиться от ИВК.

Проверку установленных в УСПД коэффициентов и заводских номеров счетчиков электрической энергии, хранящихся в памяти УСПД, производят следующим образом:

  • - с ИВК осуществляют проверку параметров настройки в УСПД (согласно руководству оператора программного обеспечения);

  • - распечатывают полученные данные;

  • - проверяют соответствие заводских номеров счётчиков и коэффициентов КСч, Кгр фактически установленным.

7.2.8 Проверка функционирования ИВК

Для проведения проверки функционирования ИВК необходимо:

  • - подать напряжение питания на все вспомогательные компоненты комплекса (адаптеры интерфейсов, модемы и центральный компьютер),

  • - проследить за правильностью прохождения загрузки операционной среды необходимой для работы программы опроса счетчиков, УСПД;

  • - запустить на выполнение программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»;

  • - осуществить опрос УСПД с помощью программного обеспечения «АльфаЦЕНТР».

ИВК считается исправно функционирующим, если загрузка операционной среды прошла успешно, программа «АльфаЦЕНТР» запущена и в базе данных программы сохранены собранные данные.

  • 7.2.9 Проверка защиты программного обеспечения от несанкционированного

доступа

На ИВК запустить на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» ввести неправильный код. Испытание считать успешным, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжить работу.

- проверить работу аппаратных ключей. Для этого выключают сервер и АРМ и снимают аппаратную защиту (отсоединяют Hasp-ключ от портов компьютеров). Включают компьютеры, загружают операционную систему и запускают программу. Проверка прошла успешно, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

7.2.10 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

При проверке мощности TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от (Дюм-

Измеряют мощность нагрузки TH, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983.

Измерение мощности нагрузки на вторичные цепи TH проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

Примечания:

/ Допускается измерения мощности нагрузки на вторичных цепях TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный капал в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для TH;

2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

7.2.11 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

Измеряют мощность нагрузки на вторичные цепи ТТ, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746.

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

Примечания:

/ Допускается измерения мощности нагрузки на вторичных цепях ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего мемсповерочпого интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТТ;

2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам ТТ.

7.2.12 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиков

Измеряют падение напряжения U,, в проводной линии связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации». Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

Примечания:

/ Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего межповерочиого интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше требования;

2 Допускается падение напряжения в линии соединения счетчика с TH определять расчетным путем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

  • 7.3 Опробование АПИС КУЭ в целом

7.3.1 Подготовка к опробованию АПИС КУЭ в целом

Опробование системы в целом проводится на ИВК с помощью программного обеспечения «АльфаЦЕНТР». Для проведения опробования системы в программном обеспечении ИВК должна быть задана конфигурация испытываемой системы. Сбор данных со всех счетчиков, УСПД, входящих в состав системы, осуществляется с помощью программного обеспечения, установленного на сервере БД ИВК ПАО «Иркутскэнерго».

Опробование системы считается успешным, если по завершению опроса всех счетчиков, УСПД в отчетах, представленных в программе, присутствуют показания по учету электроэнергии с указанием текущей даты и времени.

7.3.2 Сбор данных со всех счетчиков или УСПД, входящих в состав системы

Сбор данных со всех счетчиков или УСПД, входящих в состав системы с помощью стационарного компьютера, расположенного на ИВК:

  • - Подать питание на ИВК;

  • - Запустить на выполнение программу сбора данных;

  • - Проверить конфигурацию, заданную в программе опроса счетчиков или УСПД;

  • - Выполнить опрос всех счетчиков или УСПД, входящих в состав комплекса;

Опробование АПИС КУЭ считать успешным, если по завершению опроса всех счетчиков или УСПД, в отчетах присутствуют показания по энергопотреблению с указанием текущей даты и времени.

7.4 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), в УСПД системы, в ИВК АПИС КУЭ ПАО «Иркутскэнерго».

Определение ошибок информационного обмена может проводиться в статическом режиме, т.е. когда показания счетчика в ходе проверки остаются неизменными и в динамическом режиме, когда показания счетчика изменяются. Статический режим предусматривает отсчет показаний счетчика при отсутствии нагрузки. Для АПИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии допускается определение ошибок информационного обмена по следующему методу:

7.4.1 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена при наличии нагрузки на присоединении
  • - Снять показания предыдущих коммерческих данных (показания по энергии и мощности за предыдущий период учета) с помощью переносного компьютера и программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» модуль AC L через оптический порт;

  • - С помощью ПО «АльфаЦЕНТР», расположенного на ИВК, провести опрос всех счетчиков и получить распечатку результатов опроса по предыдущим коммерческим данным (показаниям по энергии и мощности);

  • - Сравнить показания по предыдущим коммерческим данным, зафиксированным на индикаторе каждого счетчика или зафиксированными в памяти переносного компьютера, и показаниями, хранящимися в ИВК.

Если разность показаний индикатора счетчика или переносного компьютера и ИВК не превышает одной единицы младшего (последнего) разряда, считают, что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

7.5 Оценка основных метрологических характеристик АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии

К основным метрологическим характеристикам системы относятся:

  • - пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ;

  • - погрешность СОЕВ АИИС КУЭ за одни сутки.

7.5.1 Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ вычисляются как композиция пределов допускаемых значений составляющих для рабочих условий применения системы по формуле:

гдесф-

Su -

Se-

токовая погрешность ТТ, %;

погрешность напряжения TH, %;

погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и TH, %;

#//-

погрешность из-за потери напряжения в линии соединения счетчика с ТН,%;

Д 'О -

V

основная относительная погрешность счетчика, %; дополнительная погрешность счетчика от /-й влияющей величины, %;

1-

число влияющих величин;

Зус -

STR -

погрешность, вносимая УСПД;

погрешность синхронизации времени СОЕВ при проведении измерений количества электроэнергии.

Все указанные в формуле (1) составляющие погрешности измерительного канала

представляют собой пределы допускаемых значений ±3 (с соответствующим индексом), числовые значения которых получают из технической документации на СИ. При этом: 1) погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика Зд вычисляют по формуле:

- для реактивной энергии: дв = 0,029 • д/#2 + 0f, ■——S"- —,                       (3)

"                 '               sin ср

где#/-    угловая погрешность ТТ по ГОСТ 7746-2001, мин;

0i; -      угловая погрешность TH по ГОСТ 1983-2001, мин;

cos<^9-     коэффициент мощности   по активной электроэнергии   контролируемого

присоединения, усредненный за 30 мин;

sin^z?-    коэффициент мощности  по реактивной электроэнергии  контролируемого

присоединения, усредненный за 30 мин.

2) дополнительные погрешности счетчика вычисляют по формулам вида:

(4)

где К, -     коэффициент влияния/-й величины (из паспортных данных счетчика);

отклонение /-Й величины от ее нормального значения;

Основные составляющие дополнительной погрешности счетчиков серии Альфа А1800 (КТ 0,2S (A); 0,5S(A))

8сц - из-за магнитной индукции внешнего происхождения до 0,5 мТл, %;

Зси - из-за изменения напряжения в пределах ±10%, %;

Зсг- из-за изменения температуры Т. %;

3cf- из-за изменения частоты в пределах ±2%, %.

3) относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле

Jyc = +1,17#J7#2, ±(Г[7 ’                                  (5)

где 3, - среднесуточная погрешность измерений текущего календарного времени;

3ГР - погрешность рассинхронизации при измерениях текущего календарного времени, %; За,щ- - погрешность расчетов по алгоритмам АИИС, %.

Погрешность, вносимая в измерение энергии УСПД С, обусловлена погрешностью вычислений и представления результатов в цифровом виде, которая составляет ± 1ЕМР (единицы младшего разряда) и обычно не превышает в относительной форме ± 0,01%. По этой причине при расчете полной погрешности измерений ею пренебрегают.

Погрешность измерения длительности 30-минутных интервалов времени в счетчике и в УСПД О’/ обусловлена ходом собственных часов, который не превышает ±5 с/сут, г.е. <)/ < ±0,005%. На общую погрешность измерения энергии данная погрешность существенно не влияет. А так как погрешность измерения средней энергии 3- - на 30-минутном интервале времени складывается из погрешности измерения мощности Зг и погрешности измерения времени д/. то практически J— = 8r ; 8^ = 8().

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении мощности в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 81> в виду цифрового характера передачи данных и согласно паспорта счетчика принимаем равной 8ц_

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии и мощности в рабочих условиях применения АИИС КУЭ определяются композицией пределов допускаемых значений погрешностей трансформаторов тока, напряжения и счетчиков электроэнергии в реальных условиях эксплуатации и практически не зависят от способов передачи измерительной информации в цифровой форме и способов организации информационных каналов. (Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения электроэнергии в АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет ±1 ЕМР измеренного (учтенного) значения (0,001 кВт-ч и определяется ценой младшего разряда, которая может быть индицирована на мониторах ИВК)).

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии и мощности в рабочих условиях применения АИИС КУЭ, приведены в Приложении Б.

Если в результате поверки АИИС КУЭ установлено, что:

  • - рабочие условия применения соответствуют регламентированным в Методике (методах) измерений,

  • - средства измерений, входящие в систему, имеют действующие свидетельства о поверке,

  • - ошибки информационного обмена и дополнительные погрешности, вызванные обработкой измерительной информации пренебрежимо малы (менее 0,02%),

то пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ не превосходят значений, нормированных в эксплуатационной документации, Методике (методах) измерений, и приведены в Приложении Б.

7.5.2 Проверка погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и функции синхронизации времени

В штатном режиме работы АИИС КУЭ часы УССВ-2, сервера, УСПД и счетчиков периодически корректируются УССВ-2, включающем ГЛОНАСС/ОРБ-приемник, т.е. синхронизируются со шкалой единого координированного времени UTC и погрешности внутренних часов системы не влияют на метрологические характеристики системы. При отказе канала связи с приемником погрешность СОЕВ АИИС КУЭ определяется внутренними часами УССВ-2, сервера, УСПД и счетчиков.

7.5.2.1 Проверка функции синхронизации времени компонентов АИИС КУЭ

Выключив систему синхронизации, изменяют время часов счетчиков на 5-10 с. устанавливают произвольное время на УСПД, сервере, включают систему синхронизации. Через 1 час проверяю! расхождение времени всех указанных устройств.

Результаты испытаний считаются положительными, если разность показаний текущего времени всех компонентов системы составляет не более ±5 с.

7.5.2.2 Определение погрешности СОЕВ АИИС КУЭ за сутки
  • 7.5.2.2.1 Для определения погрешности СОЕВ АИИС КУЭ используют переносной инженерный пульт (ноутбук) с ПО АльфаЦЕНТР модуль AC Laptop, подключенный к Интернету, и тайм-серверы NTP, входящие в состав эталона времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (ntpl.imvp.ru или ntp2, или ntp3). (При отсутствии доступа в Интернет используют радиочасы МИР РЧ-02).

  • 7.5.2.2.2 Выполнить синхронизацию часов переносного инженерного пульта (ноутбука) с эталонным временем при помощи тайм-сервера через Интернет, используя ПО АльфаЦЕНТР модуль AC_Laptop (вкладка «Свойства=>Дата и время=>Время Интернета=>Сервер: ntpl.imvp.ru»), либо используя службу ОС Windows «W32Time/resync», предварительно настроив её командой «w32tm/config/manualpeerlist:46.254.241.74».

  • 7.5.2.2.3 Разместить часы инженерного пульта рядом с экраном сервера БД ИВК.

Зафиксировать с помощью фотоаппарата часы сервера БД ИВК и часы инженерного пульта.

  • 7.5.2.2.4 Отключить синхронизацию часов сервера АИИС, отсоединив ГЛОНАСС/GPS-приемник. Оставить сервер во включенном состоянии на 24 часа. По истечении 24 часов включить инженерный пульт (ноутбук) с ПО АльфаЦЕНТР модуль AC_Laptop и выполнить п.п.

  • 7.5.2.2.2 и 7.5.2.2.3.

Убедиться в успешном прохождении синхронизации часов сервера и рассчитать суточный ход часов как разность показаний часов сервера БД ИВК и часов инженерного пульта.

  • 7.5.2.2.5 Система считается выдержавшей испытание, если погрешность СОЕВ АПИС КУЭ (ход системных часов) не превышает пределов ±5,0 с/сут.

7.6 Подтверждение соответствия программного обеспечения АПИС КУЭ при поверке. Проверка обеспечения защиты ПО в процессе эксплуатации

Проверка соответствия применяемого программного обеспечения зафиксированному при проведении испытаний СИ в целях утверждения типа, указанному в описании типа АИИС КУЭ. проводится путем проведения процедуры идентификации ПО по Р 50.2.077-2014.

7.6.1 Определение идентификационных признаков метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ.

Идентификация ПО АИИС КУЭ реализуется следующими методами:

- с помощью ПО АИИС КУЭ или аппаратно-программных средств, разработанных организацией-разработчиком АИИС КУЭ (либо разработчиком ПО АИИС КУЭ);

с использованием специальных сертифицированных) аппаратно-программных (аттестованного, сертифицированного) ПО.

При проведении испытаний проверяется

протестированных (аттестованных, средств и/или протестированного

соответствие следующих заявленных идентификационных данных программного обеспечения (по Р 50.2.077-2014):

  • 7.6.1.1 - идентификационное наименование программного обеспечения;

  • 7.6.1.2 - номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

Проверку по пп. 7.6.1.1-7.6.1.2 выполняют после загрузки ПО по информации из раздела «Справка».

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии (лицензии) ПО соответствует заявленному в технической документации на АИИС КУЭ.

Результаты проверки считать положительными, если идентификационное наименование и номер версии (лицензии) ПО соответствует заявленному в технической документации на АИИС КУЭ.

  • 7.6.1.3 - цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольные суммы исполняемого кода метрологически значимых частей ПО, рассчитанные по алгоритмам, например, CRC32, MD5 и др.);

Контрольные суммы исполняемого кода, зафиксированные при утверждении типа АИИС КУЭ, указаны в описании типа АИИС КУЭ для каждого метрологически значимого выделяемого модуля ПО.

При проведении поверки цифровой идентификатор программного обеспечения определяется на сервере ПАО «Иркутскэнерго», где установлено ПО «АльфаЦЕНТР». следующим образом:

  • • запускаем программу WinMD5FileChecker (во вложении) - это менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов;

  • • открываем в ней файл: ac_metrology.dll, входящий в дистрибутив «АльфаЦЕНТР»;

  • • нажимаем кнопку «Рассчитать»;

• сверяем полученную контрольную сумму.

Результаты проверки считать положительными, если контрольные суммы исполняемого кода, зафиксированные при испытаниях в описании типа, совпадают с контрольными суммами исполняемого кода, полученными при проведении поверки АИИС КУЭ, и число значащих разрядов измерения электроэнергии, заложенное на сервере, не менее числа значащих разрядов измерения счетчиков электроэнергии.

  • 7.6.1.4 - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения: WinMD5 (согласно указанному в описании типа СИ).

7.6.2 Проверка обеспечения защиты ПО от несанкционированного доступа.

Данная проверка проводится с целью избежания искажений результатов измерений.

В целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, при проведении поверки проверяется:

  • - установка паролей на сервер АПИС КУЭ и установка пароля на конфигурирование и настройку параметров «АльфаЦЕНТР»,

  • - проверка журналов событий и фиксации в них фактов пропадания напряжения, попыток несанкционированного изменения настроек и вмешательства в базу данных конфигурационных параметров АПИС КУЭ,

  • - проверяется применение и достаточность применяемых специальных средств защиты метрологически значимой части ПО СИ, результатов измерений и полученной информации от непреднамеренных и преднамеренных изменений (по Р 50.2.077-2014) и следовательно, соответствие имеющегося уровня защиты ПО уровню, зафиксированному при проведении испытаний СИ в целях утверждения типа, указанному в описании типа АИИС КУЭ.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Результаты поверки АИИС КУЭ оформляют путем записи в протоколе поверки произвольной формы.

По положительным результатам поверки АИИС КУЭ на нее выдается свидетельство о поверки в соответствии с Порядком проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденным приказом Минпромторга № 1815 от 2 июля 2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и наклейки со штрих-кодом.

При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ к эксплуатации не допускается, выписывается «Извещение о непригодности» в соответствии с Порядком проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденным приказом Минпромторга № 1815 от 2 июля 2015 г. с указанием причин непригодности, ранее выданное свидетельство о поверке АИИС КУЭ аннулируют.

Приложение А

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав АПИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования объекта учета, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, входящих в состав ПК. представлены в таблице А. 1.

Таблица А.1 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ПК АПИС КУЭ

Но

мер

ПК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

1

- 5

ПС Тайшет

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№ 008610

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№001621

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

1

ВЛ-500 кВ №503

тт КТ 0,5 КТ|=3150/1

ТФНКД-500-П

ГР № 3639-73

Зав№ 267/245 (фаза А)

Зав.№ 268/241 (фаза В)

Зав.№ 261/232 (фаза С)

О о о о ид г-ид

Ток первичный

TH

КТ 0,2

Ктн= 500000/43/100/^3

CPTf550

ГР № 29695-08

ТН-1 (в сторону ВЛ): Зав.№ 30068142 (фаза А) Зав.№ 30068125 (фаза В) Зав.№ 30068144 (фаза С)

ТН-2 (в сторону СШ):

Зав.№ 30068124 (фаза А) Зав.№ 30068143 (фаза В) Зав.№ 30068126 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) №-/=1

А=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283966

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

2

ВЛ-500 кВ №504

ТТ КТ 0,5 Ктт=3150/1

ТФЗМ-500Б-1 У1

ГР № 3639-73

Зав№ 327/300 (фаза А) Зав.№ 323/302 (фаза В) Зав.№ 323/304 (фаза С)

о о о о ид г-чд

Гок первичный

TH

КТ 0.2

К,, ,=500000 /Д/юо/Д

СРТБ550

ГР № 29695-08

ТН-1 (в сторону ВЛ):

Зав.№ 30055642 (фаза А)

Зав.№ 30055643 (фаза В)

Зав.№ 30055644 (фаза С)

ТН-2 (в сторону СШ):

Зав.№ 30055645 (фаза А)

Зав.№ 30055646 (фаза В)

Зав.№ 30055647 (фаза С)

Напряжение первичное

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) К<ч=1 7?=5ОООимп/кВт(квар)ч

АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283969

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

О

ВЛ-110 кВ С-43

ТТ

КТ 0.5 К, г= Ю00/5

ТФЗМ-1 10Б-ШУ1 ГР № 2793-71

Зав.№ 4408 (фаза А)

Зав.№ 4380 (фаза С)

о о о о

Г| Г|

Ток первичный

TH

КТ 0,5 к=11 оооо/Дз/i оо/Дз

НКФ-1 10-57

ГР № 1188-58

ТН-1:

Зав№ 1487616 (фаза А)

Зав.№ 1487615 (фаза В)

Зав.№ 1487614 (фаза С)

ТН-2:

Зав№ 1487905 (фаза А)

Зав.№ 1487900 (фаза В)

Зав№ 1487679 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К< ч=\

7?=5ОООимп/кВт(квар)ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав№ 01283967

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

4

ВЛ-110 кВ

С-46

ТТ

КТ 0,5 Ктт= Ю00/5

ТФЗМ-1 10Б-ШУ1

ГР № 2793-71

Зав.№ 4392 (фаза А)

Зав.№ 4366 (фаза С)

О о о о Г1

Г1

Ток первичный

TH

КТ 0,5 ктн= 1 юоооДз/юоДз

НКФ-1 10-57

ГР № 1 1 88-58

ТН-1:

Зав.№ 1487616 (фаза А)

Зав.№ 1487615 (фаза В)

Зав.№ 1487614 (фаза С)

ТН-2:

Зав.№ 1487905 (фаза А)

Зав№ 1487900 (фаза В)

Зав№ 1487679 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283972

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

5

ОВ-НОкВ

ТТ

КТ 0,5S

К , , = 1000/5

VIS WI 1 10 ГР № 37750-08

Зав.№ 12/0731402 (фаза А)

Зав.№ 12/0731403 (фаза С)

О О О О ri Г|

Ток первичный

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

TH

КТ 0,5

Ктн= 110000/х/3/100/х/3

НКФ-1 10-57 ГР № 1188-58 ТН-1:

Зав.№ 1487616 (фаза А) Зав.№ 1487615 (фаза В) Зав.№ 1487614 (фаза С) ТН-2;

Зав.№ 1487905 (фаза А) Зав.№ 1487900 (фаза В) Зав.№ 1487679 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Л?ч=1 Т?=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

А1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01247204

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Тайшет-Запад

УСПД

RTU-327LV ГР №41907-09 Зав.№ 008604

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001617

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

6

ВЛ-110 кВ

С-61

ТТ КТ 0,5 КТт=500/5

ТФЗМ-110Б-ШУ1

ГР № 2793-71

Зав.№ 1004 (фаза А)

Зав.№ 1 005 (фаза В)

Зав.№ 1007 (фаза С)

о о о о

Ток первичный

TH

КТ 0,5

К= 110000А/3/100А/3

НАМИ-1 10УХЛ1

ГР №24218-13

Зав.№ 1399 (фаза А)

Зав.№ 1422 (фаза В) Зав.№ 1 780 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

А7л = 1

А=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283958

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Юрты

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№ 008609

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР №54074-13

Зав№ 001613

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

7

ВЛ-110 кВ

С-60

ТТ КТ 0,5 К=500/5

ТФЗМ-1 10Б-ШУ1 ГР № 2793-71

Зав.№ 1006 (фаза А)

Зав.№ 1008 (фаза В)

Зав.№ 1009 (фаза С)

о о о о

Ток первичный

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ. класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Росреестра СИ, заводские номера

TH

КТ 0,5

К= ПОООО/Д/ЮОА'З

НКФ-110-57

ГР № 1188-58

Зав.№ 961515 (фаза А)

Зав.№ 961520 (фаза В)

Зав.№ 961516 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0.5 (R)

У(7 = 1

7?=5ОООимп/кВт(квар)’ч

АЛЬФА А1800

А1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283973

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Кунерма

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№ 008896

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001614

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

8

ВЛ-220 кВ

КС-33

тт

КТ 0,5 К , ,=600/5

ТФЗМ-220Б-ШУ1

ГР № 3694-73

Зав.№ 9708 (фаза А)

Зав.№ 9686 (фаза С)

О о о тГ 40 гч

Ток первичный

TH

КТ 0,5 КТ11= 220000Дз/юо/Д

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав.№ 1489623 (фаза А)

Зав.№ 1489633 (фаза В)

Зав.№ 1489622 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0.5 (R) К = \ 7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAB-P4GB-DW-3

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01261887

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Дабан

УСПД

RTU-327KV

ГР №41907-09

Зав.№ 008813

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР №54074-13

Зав.№ 001619

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

9

ВЛ-220 кВ

УД-32

тт

КТ 0,5

К , ,=600/5

ТФЗМ-220Б-ШУ1 ГР № 3694-73

Зав.№ 9866 (фаза А)

Зав.№ 9879 (фаза В)

Зав.№ 9894 (фаза С)

о о о тг ЧО гч

Ток первичный

TH

КТ 0,5

КТ1,= 220000/43/100/43

НКФ-220-58

ГР№ 1382-60

Зав.№ 30043 (фаза А)

Зав.№ 29989 (фаза В)

Зав.№ 30080 (фаза С)

Напряжение первичное

Но

мер

ик

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ. класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) к(„=\

/?=5000имп/кВт(квар)’ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-3

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283984

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Ключи

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав .№008611

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УС'СВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001615

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

10

ВЛ-220 кВ №582

ТТ КТ 0,2S КТт=2000/1

TG-245

ГР № 15651-12

Зав.№ 1475/06 (фаза А)

Зав.№ 1479/06 (фаза В)

Зав.№ 1473/06 (фаза С)

4400000

Ток первичный

TH

КТ 0.2

КТ1 (=220000/^3/100/^3

СРВ-245

ГР №15853-06

ТН-1

Зав.№ 8727563 (фаза А)

Зав.№ 8727561 (фаза В)

Зав.№ 8727562 (фаза С)

ТН-2

Зав.№ 8727564 (фаза А)

Зав.№ 8727560 (фаза В)

Зав.№ 8727565 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

№•,/ = 1

/?=5000имп/кВт(квар)-ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283970

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

11

-13

ПС БЦБК

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№ 008607

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001610

Прием,передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

11

ВЛ-220 кВ

ВБ-272

ТТ

КТ 0.5

Ктт= Ю00/5

ТФЗМ-220Б-1У У1 ГР № 6540-78

Зав.№ 3343 (фаза А)

Зав.№ 2862 (фаза В)

Зав.№ 3308 (фаза С)

440000

Ток первичный

TH

КТ 0.5

КГ11=220000А'3/100/Д

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав.№ 34807 (фаза А)

Зав.№ 49769 (фаза В)

Зав.№ 34915 (фаза С)

Напряжение первичное

Номер ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) К( ,/=1 ТС=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283971

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

12

ВЛ-220 кВ

МБ-273

ТТ

КТ 0,5 Ктт= Ю00/5

ТФЗМ-220Б-1У У1

ГР № 6540-78

Зав.№ 3367 (фаза А)

Зав.№ 5580 (фаза В)

Зав.№ 5590 (фаза С)

440000

Ток первичный

TH

КТ 0,5

КТ||=220000/Д/100/Д

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав.№ 42751 (фаза А) Зав.№ 42978 (фаза В) Зав.№ 42763 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч = \ Т?=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

AI802RAB-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283962

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

13

ОВ-220 кВ

ТТ

КТ 0,5

КТ1 = Ю00/5

ТФЗМ-220Б-1У У1

ГР № 6540-78

Зав.№ 3421 (фаза А)

Зав.№ 3390 (фаза В)

Зав.№ 2890 (фаза С)

440000

Ток первичный

TH

КТ 0,5

КГ11=220000/ДЗ/100/ДЗ

НКФ-220-58

ГР№ 1382-60

ТН-1:

Зав.№ 34807 (фаза А)

Зав.№ 49769 (фаза В)

Зав.№ 34915 (фаза С)

ТН-2:

Зав.№ 4275 1 (фаза А)

Зав.№ 42978 (фаза В)

Зав.№ 42763 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) К = \ Т?=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283963

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

14,

15

ПС

Байкальск

УСПД

RTU-327LV ГР №41907-09 Зав.№ 008606

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001616

Прием,передача сигналов даты и времени: установка и корректировка их значений

14

Ввод 27,5кВ

Т-1

ТТ

КТ 0.5 К п=Ю00/5

ТФНД-35М

ГР № 3689-73 Зав.№ 163 (фаза А) Зав.№ 1 14 (фаза В)

55000

Ток первичный

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

TH

КТ 0,5

K| n=27500/V3/l 00/43

3HOM-35-65

ГР №912-70

Зав.№ 963435 (фаза А)

Зав.№ 953429 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) л?,/=1 7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-3

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283981

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

15

Ввод 27,5кВ Т-2

тт

К Г 0,5 Ктт= Ю00/5

ТФНД-35М

ГР № 3689-73

Зав.№ 2504 (фаза А)

Зав.№ 83 (фаза С)

О о о I/O I/O

Ток первичный

TH

КТ 0,5

КТ11=27500/л/3/ 100/13

3HOM-35-65

ГР №912-70

Зав.№ 956493 (фаза А) Зав.№ 956485 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) АД/=1 7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-3

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283983

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

16,

17

ПС

Слюдянка

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№008615

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001623

Прием,передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

16

ВЛ-110 кВ

K3M-135

ТТ КТ 0,5 S Ктт= 100/5

ТБМО-110

ГР № 23256-1 1 Зав.№ 3635 (фаза А) Зав.№ 3634 (фаза С)

о о о Г) СЧ

Ток первичный

TH

КТ 0.5

Ктн=1 10000/13/100/13

НАМИ-110УХЛ1

ГР №24218-13

ТН-1:

Зав.№ 571 (фаза А)

Зав.№ 567 (фаза В)

Зав.№ 583 (фаза С) ТН-2;

Зав.№ 558 (фаза А) Зав № 1204 (фаза В) Зав.№ 1241 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

/<ч = 1

/?=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-3

Г'Р № 31857-11

Зав.№ 01283982

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

17

ВЛ-35 кВ

K3M-386

ТТ КТ 0,5 К-гг=50/5

ТОЛ-35

ГР №21256-07

Зав.№ 922 (фаза А)

Зав.№ 825 (фаза С)

о о I/O СП

Ток первичный

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

TH

КТ 0,5

Ктн=35000/Д/ 100/Д

3HOM-35-65

ГР №912-70

ТН-1:

Зав.№ 97291 1 (фаза А) Зав.№ 1143509 (фаза В) Зав.№ 960832 (фаза С)

ТН-2:

Зав.№ 1382675 (фаза А)

Зав.№ 1464326 (фаза В) Зав.№ 1 143512 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К = 1

А=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-3

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283980

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

18 -20

ПС Ново-бирюсинск

УСПД

RTU-327LV ГР №41907-09 Зав.№ 008614

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав№ 001624

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

18

ПС №15

«Новобирю-синск» 110/10 кВ, Ввод № 1

ТТ КТ 0,5 Ктт=600/5

ТОЛ-СЭЩ-Ю

ГР № 32139-11

Зав.№ 05870 (фаза А)

Зав.№ 05862 (фаза В)

Зав.№ 05239 (фаза С)

О о о

Г1

Ток первичный

TH

КТ 0,5

КТн=10000/Д/100/Д

НАМ И-10

ГР№ 1 1094-87

Зав.№ 2988

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

№'7 = 1

А=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

Al 802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283965

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

19

ПС №15

«Новобирю-синск» 110/10 кВ, Ввод № 2

ТТ

КТ 0,5 К =1000/5

ТВЛМ-10

ГР № 1856-63

Зав.№ 1 7096 (фаза А)

Зав№ 1 7025 (фаза С)

о о о о Г1

Ток первичный

TH

КТ 0,5 к,, |= 1 оооо/Д/1 оо/Д

НТМИ-10-66

ГР № 831-69

Зав.№ 3688

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) №■7=1 /?=5000имп/кВт(квар)-ч

АЛЬФА А1800

A1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01283968

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

20

ПС №15

«Новобирю-синск» 110/10 кВ,

КЛ-10кВ

фидер 15-16

ТТ

КТ 0,5

К гт=100/5

ТОЛ-10

ГР № 7069-02

Зав.№ 49821 (фаза А)

Зав.№ 41937 (фаза В)

Зав.№ 42565 (фаза С)

О о о СП

Ток первичный

TH

КТ 0,5 Кгн=10000/Д/100/х'З

НТМИ-10-66

ГР № 831 -69

Зав.№ 3688

Напряжение первичное

Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

AI802RAL-P4GB-DW-3

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01283976

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

ПС Быстрая

УСПД

RTU-327LV ГР №41907-09 Зав.№ 008605

Энергия активная, реактивная. мощность активная.реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав №001622

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

21

яч. №2

Ввод 6 кВ

Т-1

ТТ КТ 0,5 КТ|=400/5

ТОЛ-10

ГР №26198-03

Зав.№ 22176 (фаза А) Зав.№ 22175 (фаза В) Зав.№ 22177 (фаза С)

о о оо хГ

Ток первичный

TH

КТ 0,5

Ктн=6000/Д/100/Д

ЗхЗНОЛП-6

ГР №261 1-70

Зав.№ 2283 (фаза А) Зав.№ 2256 (фаза В) Зав.№ 2281 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,5S(A)/l(R)

№-/ = 1

7?=5ОООимп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

А1805RLQM-P4GB1-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01247089

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

22

-25

ПС Озерная

УСПД

RTU-327LV ГР №41907-09 Зав.№ 008617

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР № 54074-13

Зав.№ 001611

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

22

ВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Озерная

ТТ

КТ 0,2S Ктт =3150/1

SAS 550

ГР № 25121-07

Зав.№ 13/127316 (фаза А)

Зав.№ 13/127315 (фаза В)

Зав.№ 13/127317 (фаза С)

о о о

СП г'Э г-

Ток первичный

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

TH

КТ 0,2

Ктн=550000/У'3/1 ОО/л/З

2хТЕМР 550

ГР № 25474-03

ТН-1:

Зав.№ 5010273-006 (фаза А)

Зав.№ 5010273-005 (фаза В)

Зав.№ 5010273-007 (фаза С)

ТН-2:

Зав.№ 5010273-003 (фаза А)

Зав.№ 5010273-002 (фаза В)

Зав.№ 5010273-009 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S(A) / 0,5(R) Ксг 1 /?=5000имп/кВт(квар)ч

АЛЬФА А1800

А1802RALXQV-P4GB-W-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01261863

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

23

УШР

ВЛ № 576

ТТ

КТ 0,2S Kit =3150/1

SAS 550 ГР№25121-07 Зав.№ 13/127308 (фаза А) Зав.№ 13/127307 (фаза В) Зав.№ 13/127306 (фаза С)

17325000

Ток первичный

TH

КТ 0,2

Ктн=5 5 ООООА/З/100/^3

TEMP 550

ГР № 25474-03

Зав.№ 5010273-001 (фаза А)

Зав.№ 5010273-004 (фаза В)

Зав.№ 5010273-008 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0.2S(A) / 0,5(R)

K(i/=\

7?=5000имп/кВт(квар)ч

АЛЬФА А1800

А1802RALXQV-P4GB-W-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01261864

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

24

ВЛ-500 кВ Ангара -Озерная (579)

ТТ

КТ 0,2S

Ктт =3150/1

SAS 550

ГР №25121-07

Зав.№ 12/113970 (фаза А)

Зав.№ 12/113969 (фаза В)

Зав.№ 12/113968 (фаза С)

17325000

Ток первичный

TH

КТ 0,2

Ктн=550000/Д/100/\/3

2хТЕМР 550

ГР № 25474-03

ТН-1:

Зав.№Т1 1269901 (фаза А)

Зав.№Т1 1269902 (фаза В)

Зав.№Т1 1269903 (фаза С)

ТН-2:

Зав.№ TI 1269801 (фаза А)

Зав.№Т1 1269802 (фаза В)

Зав.№Т1 1269803 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S(A)/0,5(R)

</=1

7?=5000имп/кВт(квар)-ч

АЛЬФА А1800

А1802RALXQV-P4GB-W-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01243171

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время |

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Измерительные компоненты

Ктт-

Ктн

Наименование измеряемой величины

Вид СИ. класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, номер Госреестра СИ, заводские номера

25

УШР

ВЛ № 579

ТТ

КТ 0.2S

Ктт =3 150/1

SAS 550

ГР № 25121 -07

Зав.№ 12/113961 (фаза А) Зав.№ 12/1 13959 (фаза В) Зав.№ 12/113960 (фаза С)

17325000

Ток первичный

TH

КТ 0.2

Ктн=550000/х/3/1 ОО/х/З

TEMP 550

ГР № 25474-03

Зав.№Т1 1269804 (фаза А)

Зав.№Т1 1269805 (фаза В)

Зав.№Т1 1269806 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S(A) / 0,5(R)

А/ '/= I

Т?=5000имп/кВт(квар)-ч

АЛЬФА А1800

А1802RALXQV-P4GB-W-4

ГР № 31857-1 I

Зав.№ 01243 165

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

Мамаканская

ГЭС

УСПД

RTU-327LV

ГР №41907-09

Зав.№ 008608

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

УССВ

УССВ-2

ГР №54074-13

Зав.№ 001612

Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректировка их значений

26

ВЛ НО кВ «Мамакан-Мусковит»

(1С)

ТТ

КТ 0,5 Ку г=100/5

ТФНД-1 ЮМ

ГР №2793-71

Зав.№ 418 (фаза А)

Зав.№ 23 I (фаза С)

22000

Ток первичный

TH

КТ 0,5

Кти= 1 10000А/3/1 ОО/х/З

НКФ-1 10-57

ГР № 1188-58

Зав.№ 761896 (фаза А)

Зав.№ 771619 (фаза В)

Зав № 754053 (фаза С)

Напряжение первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) /<,/ = !

А=5000имп/кВт(квар)'ч

АЛЬФА А1800

A1802RL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-1 1

Зав.№ 01 172995

Энергия активная, реактивная, мощность активная, реактивная, календарное время

Примечания

  • 1 Допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как перечисленные в таблице 2.

  • 2 Замена оформляется актом в установленном в ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Приложение Б

Таблица Б.1 - Пределы допускаемой относительной погрешности ПК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АПИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

№ ПК

Активная электроэнергия и мощность

Класс

точности

Знач

coscp

±62%p. %

для диапазона

W p2«„^W ри)м< Wp5.>0

±§5%р. %

для диапазона

W P5%<W |>и)ы< Wp20%

±б2()%р. %

для диапазона

WР20<%WРизм< WР100" „

±51 0()%р. %

для диапазона

Н' р ] ( )( |0 0< W р, ,ч Ч| ■ W р J Щ о

ТТ

TH

Сч.

10,

22-25

0.2S

0,2

0,2S

1

1,2

0,8

0,7

0.7

0,8

1.4

1,0

0,9

0,9

0,5

2,1

1,4

1,1

1.1

5, 16

0,5S

0,5

0.2S

1

1,9

1,2

1,0

1.0

0,8

2,9

1,8

1.4

1.4

0,5

5,5

3,0

2.3

2.3

1 -4

0,5

0,2

0.2S

1

не нормируют

1,8

1,1

0,9

0,8

не нормируют

2,9

1.6

1,2

0,5

не нормируют

5,3

2,8

2,0

6-9,

1 I-I5,

17-21,

26

0.5

0,5

0,2S

1

не нормируют

1,9

1,2

1,0

0,8

не нормируют

2,9

1,7

1.4

0,5

не нормируют

5,5

3,0

2,3

№ ПК

Реактивная электроэнергия и мощность

Класс

точности

Знач. cos<p/ sin^

±§2%Q. % для диапазона W Q2«;< W q„ ,,,< Wq5%

±6.5%Q, % для диапазона Wqj^^WqotmCWqjo».-,

±52()%Q, %

для диапазона

W020"% Wq „ J м < Wo j ООО (>

±510()%Q, % для диапазона W Q 1 ()()",< W Q ((з м < W () 1 2( )О 0

ТТ

TH

Сч.

ю,

22-25

0.2S

0,2

0,5

0,8/0,6

2,3

1,8

1,5

1.5

0,5/0,87

2,0

1,8

1,5

1,5

5, 16

0.5S

0,5

0,5

0,8/0,6

4,5

2,7

2.2

2,2

0,5/0,87

2,8

1,9

1,7

1,7

1 -4

0,5

0,2

0,5

0,8/0,6

не нормируют

4,5

2,5

2.0

0,5/0,87

не нормируют

2,9

1,9

1,6

6 - 9,26

11-15,

17-21

0,5

0,5

0,5

0,8/0,6

не нормируют

4,6

2,7

2.2

0,5/0,87

не нормируют

2,9

2,0

1.8

Примечания

  • 1  Характеристики погрешности ПК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности;

  • 2 Нормальные условия:

  • -  температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, для счетчиков, УСПД, ИВК и УССВ-2 (20±2) °C;

  • - диапазон напряжения (0,98-1,02) %тол/; частота (50±0,5) Гц;

  • - магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.

  • 3 Рабочие условия:

  • - допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 45 °C, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °C, для УСПД от 0 до плюс 70 °C, для ИВК (20±10) °C, для УССВ-2 от минус 10 до плюс 55 °C;

  • - диапазон напряжения (0.9—1,1 )UnoM\ частота (50±1,5) Гц.

  • 4 Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °C.

  • 5 В таблице Б.1 приняты следующие обозначения:

Wp2% (Wq2»/0) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wp.5% (Wq>%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

W|>20% (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

WP ioo% (WQI00%) — значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка); Wpi2o% (Wqi2o%) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

-для активной электроэнергии: 3() = 0,029 • ^0^ + 0р

д/1 - cos2 ср

cos^>

(2)

25

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель