Номер по Госреестру СИ: 61580-15
61580-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» (далее-АИИС КУЭ), входящая в состав автоматизированной системы информационного обеспечения (АСИО), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии переданной и потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входит программный модуль, указанный в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1а - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll, |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
версия 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».
В АИИС КУЭ также используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора данных, ПО «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства сервера сбора данных АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.04.
Уровень защиты ПО «ТЕЛЕСКОП+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчетные коэффициенты, которые используются для пересчета токов и напряжений, считанных со счетчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путем ограничения доступа - паролем, опломбированием УСПД и фиксацией изменений в журнале событий.
Конструкция АИИ КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (с разграничением прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Таблица 1б - Идентификационные данные ПО ПК « |
"елескоп+» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Server MZ4.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
F851B28A924DA7CDE6A57EB2bA15AF0C |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2015.22192.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ 22261-94 |
Трансформаторы напряжения. Общие технические условия Трансформаторы тока. Общие технические условия Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие |
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 4222-2008АС02-5040099482-2015 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18 мая 2015 г.
Основные средств поверки:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по
ГОСТ 8.216-2011;
- электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ-1039597-26:2002
«Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;
- электросчетчики Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;
- УСПД TK16L в соответствии с документом АВБЛ.468212.041 МП «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- УСПД ARIS MT200 в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА») ИНН 5040099482
Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28
Телефон: (499) 286 26 10
Модернизация системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в части внесенных изменений проведена:
Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»
ИНН 6660149600
Адрес: 620062, г. Екатеринбург, пр. Ленина, д. 95, кв.16
Телефон/факс: (343) 356-51-11 / (343) 310-01-06
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: (846) 336 08 27
E-mail: smrcsm@saminfo.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- составление отчетов по суммарным данным с дискретностью 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут, сутки;
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и смежным субъектам результатов измерений;
-
- 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;
-
- диагностика и мониторинг метрологических характеристик системы;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
-
- замещение отсутствующих данных в режиме реального времени довосстановление информации после устранения причин сбоев.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа EPQS 122.21.12LL, EPQS 122.23.17LL, EPQS 122.23.27LL, Альфа А1800 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при
измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу). Состав измерительных каналов АИИС КУЭ указан в таблице 2.
-
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергоустановок (ИВКЭ), включают в себя локальные устройства сбора и передачи данных (УСПД) TK16L (регистрационный № 27781-04) и ARIS MT200 (регистрационный № 53992-13), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО).
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных АПК «Телескоп+» (регистрационный № 19393-07), сервер базы данных (сервер БД) ПК «Энергосфера» (регистрационный № 31335-06), приемник сигналов точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 1 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 1 с. Средняя активная (реактивная) мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 1 с, 30 мин.
Для ИК № 5-48 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы локального УСПД TK16L (уровень - ИВКЭ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК № 49, 50 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ARIS MT200 (уровень - ИВКЭ), установленный на каждом энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (уровень - ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов: резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по выделенному каналу доступа в сеть Интернет через ЛВС филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические
Лист № 3 Всего листов 17 характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) - приемник точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, от которого происходит коррекция времени сервера. Сервер ежесекундно сравнивает собственное время со временем УССВ, при превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера Сличение времени УСПД TK16L со временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. При расхождении времени более ±1 с сервер производит корретировку времени в УСПД TK16L. Сличение времени УСПД TK16L и счетчиков осуществляется каждые 30 минут. При расхождении времени УСПД TK16L и счетчиков более ±2 с УСПД TK16L производит корректировку времени в счетчиках.
Синхронизация времени в УСПД ARIS MT200 осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-npueMHUke в составе УСПД. Сравнение времени ГЛОНАСС/GPS со временем УСПД происходит непрерывно. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (но не реже одного раза в сутки), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.
В комплекте поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
EPQS 122.21.12LL |
37 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
EPQS 122.23.17LL |
1 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
EPQS 122.23.27LL |
6 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
A1802RALX-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
JFK 245 |
21 шт. |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Измерительный трансформатор тока |
ТШЛ-20 |
15 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТВ-110-IX |
45 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТВЛ-10 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
Т-0,66УЗ |
45 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
GAR3 |
3 шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТВ-ЭК |
3 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15 |
15 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
СРВ-123 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
СРВ-245 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
EGG20 |
3 шт. |
Терминальный контроллер |
TK16L |
7 шт. |
Контроллер многофункциональный |
ARIS MT200 |
1 шт. |
Сервер сбора и БД |
TMO2600 на платформе SE7230NH1 |
1 шт. |
SHDSL модем |
Telindus 1422 |
5 шт. |
SHDSL модем |
Telindus 2421 |
1 шт. |
Коммутатор |
MOXA ESP-510A |
7 шт. |
Коммутатор |
MOXA EDS-510A-3GT |
1 шт. |
Приемник сигналов точного времени |
Time Accutime 2000 GPS |
1 шт. |
Автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ, в составе: |
СБК «UNIT» |
1 шт. |
Аппаратно-программный комплекс |
Телескоп+ |
1 шт. |
Программный комплекс |
Энергосфера |
1 шт. |
Паспорт-формуляр |
VT-MOUMD-CYG-SC-01- 13 |
1 экз. |
Методика поверки |
МП 4222-2008АС02- 5040099482-2015 |
1 экз. |
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта, номер по порядку/ номер точки измерений по однолинейной схеме* |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Границы основной отн. погрешность, (±),% |
Границы отн. |
погрешности в рабочих условиях, (±)% | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
С и | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |
5/7 |
ТГ-7 |
ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-15 15000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
Активная |
1,3 |
3,2 | ||
Рег.№ 1837-63 |
Рег. № |
Реактив- |
2,6 |
4,5 | |||||
1593-62 |
№25971-03 |
ная | |||||||
6/8 |
ТГ-8 |
ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-15 15000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 |
Активная |
1,2 |
2,9 | ||
Рег.№ 1837-63 |
Рег. № №25971-03 |
н |
Реактивная |
2,1 |
5,3 | ||||
7/9 |
ТГ-9 |
ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-15 15000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ |
EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 |
Активная |
1,2 |
2,9 | ||
Рег.№ 1837-63 |
Рег. № |
Реактив- |
2,1 |
5,3 | |||||
1593-62 |
№25971-03 |
ная | |||||||
8/10 |
ТГ-10 |
ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-15 15000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ |
EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 |
Активная |
1,2 |
2,9 | ||
Рег.№ 1837-63 |
Рег. № |
Реактив- |
2,1 |
5,3 | |||||
1593-62 |
№25971-03 |
ная | |||||||
9/11 |
ТГ-11 |
ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63 |
ЗНОМ-15 15000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ |
EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № |
н |
Активная Реактив- |
1,2 2,1 |
2,9 5,3 | |
1593-62 |
№25971-03 |
ная | |||||||
10/33 |
ОРУ- 110кВ яч.3 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС-Верба-1 |
ТВ-110-IX 200/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 32123-06 |
СРВ-123 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03 |
н |
Активная Реактивная |
1,2 1,6 |
3,1 4,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
3,1 | ||
122.21.12LL | ||||||||
11/34 |
110 кВ яч.5 |
200/5 |
100^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
ВЛ-110 кВ |
Кл. т. 0,5 |
Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
Верба-2 |
32123-06 |
ная | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
110 кВ яч.7 |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
12/35 |
ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- | |||
Рег.№ |
Рег. № |
1,6 |
4,4 | |||||
Карпу- |
32123-06 |
Рег.№ |
ная | |||||
шиха |
15853-06 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
2,9 | ||
122.21.12LL | ||||||||
13/36 |
110 кВ яч.9 |
600/5 |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
ВЛ-110 кВ |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,2 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
НЦЗ |
32123-06 |
Рег.№ 15853-06 |
ная | |||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
110 кВ |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
14/37 |
яч.11 ВЛ- |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
TK16L |
ная | ||
110 кВ ВТГРЭС- |
Рег.№ 32123-06 |
Кл. т. 0,2 Рег.№ |
Рег. № |
Реактивная |
1,6 |
4,4 | ||
Таволги |
15853-06 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
110 кВ |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
15/38 |
яч.13 ВЛ 110 кВ |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- | |||
ВТГРЭС- |
Рег.№ | |||||||
32123-06 |
Рег.№ |
Рег. № |
ная |
1,6 |
4,4 | |||
Рудянка |
15853-06 |
№25971-03 | ||||||
16/39 |
ОРУ- 110кВ |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
Актив- |
1,2 |
2,9 | |
яч.15 ВЛ 110 кВ ВТГРЭС- |
600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
ная Реактив- | |||||
1,6 |
4,4 | |||||||
Рег. № | ||||||||
Рег.№ | ||||||||
Первомайс- |
32123-06 |
15853-06 |
№25971-03 |
ная | ||||
кая-6 | ||||||||
ОРУ- | ||||||||
110кВ |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
2,9 | ||
122.21.12LL | ||||||||
17/40 |
яч.17 ВЛ- |
600/5 |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
110 кВ |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
Первомайс- |
32123-06 |
ная | ||||||
кая-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ОРУ- | ||||||||
110 кВ |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
2,9 | ||
122.23.17LL | ||||||||
18/41 |
яч.19 ВЛ- |
600/5 |
100^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
110 кВ |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
Первомайс- |
32123-06 |
ная | ||||||
кая-4 | ||||||||
ОРУ- | ||||||||
110кВ |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
2,9 | ||
122.21.12LL | ||||||||
19/42 |
яч.21 ВЛ- |
600/5 |
100^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
110 кВ |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
Первомайс- |
32123-06 |
ная | ||||||
кая-5 | ||||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
СРВ-123 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | ||||||
20/43 |
110кВ яч.23 |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | ||||
ОМВ-1 сек |
32123-06 |
Рег.№ | ||||||
15853-06 |
№25971-03 |
ная | ||||||
21/44 |
ОРУ- 110кВ яч.33 ВЛ 110 кВ |
ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S |
НКФ-110 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 1,0 |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
U H |
Актив ная Реактив- |
1,8 |
3,2 |
Рег.№ | ||||||||
ВТГРЭС- |
32123-06 |
Рег.№ |
Рег. № |
ная |
2,5 |
4,8 | ||
Смолино-5 |
№ 922-54 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
НКФ-110 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
110кВ |
122.21.12LL |
1,8 |
3,2 | |||||
22/45 |
яч.35 ВЛ 110 кВ |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 1,0 |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- | |||
Рег.№ | ||||||||
ВТГРЭС- |
32123-06 |
Рег.№ |
Рег. № |
ная |
2,5 |
4,8 | ||
Смолино-1 |
№ 922-54 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
НКФ-110 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
110кВ |
122.21.12LL |
1,8 |
3,2 | |||||
23/46 |
яч.37 ВЛ 110 кВ |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 1,0 |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- | |||
Рег.№ | ||||||||
ВТГРЭС- |
32123-06 |
Рег.№ |
Рег. № |
ная |
2,5 |
4,8 | ||
Смолино-2 |
№ 922-54 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
ТВ-110-IX |
НКФ-110 110000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
122.21.12LL |
1,8 |
3,2 | ||||||
24/47 |
110кВ яч.39 |
600/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 1,0 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
2,5 |
4,8 | ||||
ОМВ-2 сек |
32123-06 |
Рег.№ | ||||||
№ 922-54 |
№25971-03 |
ная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
220кВ яч. 1 |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
25/48 |
ВЛ-220 кВ |
1000/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
ВТГРЭС- |
Рег.№ 43949-15 |
Кл. т. 0,2 |
Реактивная | |||||
Первомайс- |
Рег.№ |
Рег. № |
1,6 |
4,4 | ||||
кая-1 |
15853-06 |
№25971-03 | ||||||
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
220кВ яч.3 |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
26/49 |
ВЛ-220 кВ |
1000/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
ВТГРЭС- |
Рег.№ 43949-15 |
Кл. т. 0,2 |
Реактивная | |||||
Первомайс- |
Рег.№ |
Рег. № |
1,6 |
4,4 | ||||
кая-2 |
15853-06 |
№25971-03 | ||||||
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | |||||
ОРУ- |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
27/50 |
2000/5 |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||
220кВ яч. 4 ОМВ |
Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15 |
Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06 |
Реактивная |
1,6 |
4,4 | |||
Рег. № | ||||||||
№25971-03 | ||||||||
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
220кВ яч.7 |
122.23.27LL |
1,2 |
2,6 | |||||
28/51 |
ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- |
1000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
0,2S/0,5 |
TK16L |
ная Реактив- | ||
Песчанная- |
43949-15 |
Рег.№ |
Рег. № |
2,1 |
5,0 | |||
3 |
15853-06 |
№25971-03 |
ная | |||||
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
220кВ яч.5 |
122.23.27LL |
1,2 |
2,6 | |||||
29/52 |
ВЛ-220 кВ |
1000/5 Кл. т. 0,5S |
100:^3 |
0,2S/0,5 |
ная | |||
ВТГРЭС- |
Рег.№ 43949-15 |
Кл. т. 0,2 |
Реактив- | |||||
Песчанная- |
Рег.№ |
Рег. № |
2,1 |
5,0 | ||||
4 |
15853-06 |
№25971-03 |
ная | |||||
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- |
1,2 |
2,9 | ||
122.21.12LL | ||||||||
30/53 |
220кВ яч.9 |
2000/5 |
100:^3 |
0,5S/0,5 |
ная | |||
ВЛ-220 кВ |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,2 | ||||||
ВТГРЭС- |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,6 |
4,4 | |||
Тагил-1 |
43949-15 |
Рег.№ |
ная | |||||
15853-06 |
№25971-03 | |||||||
ОРУ- |
JKF 245 |
СРВ-245 220000:^3/ |
EPQS |
Актив- | ||||
220кВ |
122.21.12LL |
1,2 |
2,9 | |||||
31/54 |
яч.11 ВЛ 220 кВ |
1000/1 Кл. т. 0,5S |
100:^3 Кл. т. 0,2 |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- | |||
Рег.№ | ||||||||
ВТГРЭС- |
43949-15 |
Рег.№ |
Рег. № |
ная |
1,6 |
4,4 | ||
Тагил-2 |
15853-06 |
№25971-03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
РУСН-6кВ, |
ТПЛ-10 |
НТМИ-6 |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
Актив- |
1,3 |
3,2 | ||
10 сек, |
150/5 |
6000/100 |
ная | |||||
32/61 |
яч.216 |
Кл. т. 0,5 |
Кл. т. 0,5 | |||||
Тр-р №1 |
Рег.№ |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,8 |
4,5 | ||
РММ |
1276-59 |
380-49 |
TK16L |
ная | ||||
№25971-03 | ||||||||
РУСН-6кВ, |
ТВЛ-10 |
НТМИ-6 |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
Актив- |
1,3 |
3,2 | ||
9 сек, |
150/5 |
6000/100 |
ная | |||||
33/62 |
яч.221 |
Кл. т. 0,5 |
Кл. т. 0,5 | |||||
Тр-р №2 |
Рег.№ |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,8 |
4,5 | ||
РММ |
1276-59 |
380-49 |
ная | |||||
№25971-03 | ||||||||
Щит 0,4кВ |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
дроб.корп. |
300/5 |
122.21.12LL |
ная | |||||
34/63 |
№2, сборка 0,4кВ |
Кл.т. 0,5 |
- |
0,5S/0,5 | ||||
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | ||||
компрес- |
17551-03 |
ная | ||||||
сор №1 |
№25971-03 | |||||||
РУСН-6кВ, | ||||||||
5 сек, |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
яч.131 |
122.21.12LL | |||||||
200/5 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||||
35/64 |
тр-р |
Кл.т. 0,5 |
- | |||||
кислород. |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | |||
станции, |
17551-03 |
ная | ||||||
компрес- |
№25971-03 | |||||||
сор №4 | ||||||||
РУСН-6кВ, |
TK16L | |||||||
5 сек, яч.131 |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
тр-р |
400/5 |
122.21.12LL |
ная | |||||
36/65 |
кислород. |
Кл.т. 0,5 |
- |
0,5S/0,5 | ||||
станции, |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | |||
сборка |
17551-03 |
ная | ||||||
0,4 кВ кислород. |
№25971-03 | |||||||
станции | ||||||||
Щит 0,4 кВ дробиль- |
Т-0,66 УЗ |
EPQS 122.21.12LL |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
ного |
300/5 |
0,5S/0,5 |
ная | |||||
37/66 |
корпуса |
Кл.т. 0,5 |
- | |||||
№2, сборка |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | |||
0,4 кВ |
17551-03 |
№25971-03 |
ная | |||||
РМЦ |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
РУ-0,4кВ, | ||||||||
мазуто- |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
хозяйства |
122.21.12LL | |||||||
38/67 |
1сек., |
200/5 Кл.т. 0,5 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||
пан.№5 сборка |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |||
РБУ№1 РСЦ-1 |
№25971-03 | |||||||
РУ-0,4кВ, | ||||||||
мазуто- |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
хозяйства |
122.21.12LL |
TK16L | ||||||
39/68 |
2сек., пан.№20 |
200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ |
- |
0,5S/0,5 |
ная Реактив- |
1,5 |
4,4 | |
сборка |
17551-03 |
Рег. № |
ная | |||||
РБУ№2 РСЦ-1 |
№25971-03 | |||||||
РУ-0,4кВ, | ||||||||
мазуто- |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
хозяйства |
122.21.12LL | |||||||
40/69 |
сборка 0,4 кВ |
200/5 Кл.т. 0,5 |
- |
0,5S/0,5 |
ная | |||
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | ||||
Мазуто- | ||||||||
сливная |
№25971-03 | |||||||
эстакада | ||||||||
Щит 0,4кВ, |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
41/70 |
пересыпки 6 пан.№6, Вагонооп- |
300/5 Кл.т. 0,5 |
122.21.12LL 0,5S/0,5 |
ная | ||||
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | ||||
рокидыва- | ||||||||
тель №1 |
№25971-03 | |||||||
Щит 0,4кВ, |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
42/71 |
пересыпки 6 пан.№12, |
300/5 Кл.т. 0,5 |
122.21.12LL 0,5S/0,5 |
ная | ||||
Вагонооп-рокидыва- |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
TK16L |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | ||
тель №2 |
№25971-03 | |||||||
Щит 0,4кВ, | ||||||||
пересыпки 6 пан.№7, |
Т-0,66 УЗ |
EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
43/73 |
Разогре- |
200/5 |
ная | |||||
вающее |
Кл.т. 0,5 |
- | ||||||
устройство вагонооп- |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № №25971-03 |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |||
рокидыва- теля №1, 2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
РУСН-3 |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
кВ, 8 сек., |
122.21.12LL | |||||||
44/74 |
ДФМ |
300/5 Кл.т. 0,5 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||
вагоноопр |
Рег.№ |
Рег. № №25971-03 |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | |||
окидывате ля №1 |
17551-03 |
TK16L |
ная | |||||
РУСН-3 |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
кВ, 8 сек., |
122.21.12LL | |||||||
45/75 |
ДФМ |
300/5 Кл.т. 0,5 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||
вагоноопр окидывате |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |||
ля №2 |
№25971-03 | |||||||
Щит 0,4 кВ топливопо |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
122.21.12LL |
TK16L | |||||||
дачи №2 |
200/5 |
0,5S/0,5 |
ная | |||||
46/76 |
Сборка |
Кл.т. 0,5 |
- | |||||
0,4 кВ |
Рег.№ |
Рег. № |
Реактив- |
1,5 |
4,4 | |||
тепловозно |
17551-03 |
ная | ||||||
№25971-03 | ||||||||
го депо | ||||||||
Щит 0,4 кВ |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
топливопо |
122.21.12LL | |||||||
47/77 |
дачи №1 |
150/5 Кл.т. 0,5 |
0,5S/0,5 |
ная | ||||
Сборка 0,4 кВ разгруз |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |||
сарая |
№25971-03 |
TK16L | ||||||
Сборка 0,4 кВ |
Т-0,66 УЗ |
EPQS |
Актив- |
1,1 |
3,1 | |||
122.21.12LL | ||||||||
пересыпки |
150/5 |
0,5S/0,5 |
ная | |||||
48/78 |
7 Щит |
Кл.т. 0,5 |
- | |||||
освещения разгруз |
Рег.№ 17551-03 |
Рег. № №25971-03 |
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |||
сарая | ||||||||
GAR3 |
EGG20 |
A1802RALX |
Актив- | |||||
ТГ ГТУ |
20000:^3/ |
-P4GB-DW-4 |
0,5 |
1,4 | ||||
49/12.1 |
13000/1 |
100^3 |
0,2S/0,5 |
ная | ||||
Блока №12 |
Кл.т. 0,2 Рег.№ |
Кл.т. 0,2 |
ARIS MT200 |
Реактив- |
1,2 |
2,5 | ||
Рег. № | ||||||||
Рег.№ | ||||||||
52590-13 |
52588-13 |
№31857-11 |
ная | |||||
ТВ-ЭК 10000/1 |
ЗНОЛ-ЭК- |
A1802RALX |
Актив ная | |||||
ТГ ПТУ Блока №12 |
15 15750:^3/ |
-P4GB-DW-4 0,2S/0,5 |
0,5 |
1,4 | ||||
50/12.2 |
Кл.т. 0,2S |
100:^3 | ||||||
Рег.№ |
Кл.т. 0,2 |
Рег. № №31857-11 |
Реактив- |
1,2 |
2,4 | |||
39966-10 |
Рег.№ 54708-13 |
ная | ||||||
Примечания:
-
1 Номера точек измерений в описании типа указаны по порядку;
-
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
-
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
4 Нормальные условия:
-
- параметры сети: напряжение: от 0,98 ином до 1,02-Uhom; ток: от 1,0-1ном до 1,2-1ном, cosj = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды (20±5) °С.
-
5 Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение: от 0,9 ином до 1,1 ином; ток: от 0,02-1ном до 1,2-1ном, 0,5 инд. < cos j < 0,8 емк.;
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 50 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С; для УСПД TK16L от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД ARIS MT200 от 0 до плюс 40 °С; и сервера от 10 до 30 °С;
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном (для ИК №№ 12-31, 50)
и 1=0,05 1ном (для ИК №№ 5-11, 32-49), cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35 °С для ИК №№ 5-48; от плюс 5 до плюс 40 °С для ИК №№ 49, 50.
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Границы относительной погрешности результата измерений активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 3.
Таблица 3
№ ИК |
Значение cosj |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ±(%) | |||||||
1(2) <I <5 |
5 <I <20 |
20 <I <100 |
100 <] |
<120 | |||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
5, 32, 33 |
0,5 |
Не норм |
Не норм |
5,6 |
2,7 |
3,2 |
1,6 |
2,6 |
1,4 |
0,8 |
Не норм |
Не норм |
3,2 |
4,5 |
2,1 |
2,5 |
1,8 |
1,9 | |
1 |
Не норм |
Не норм |
2,2 |
Не норм |
1,7 |
Не норм |
1,5 |
Не норм | |
10, 11 |
0,5 |
Не норм |
Не норм |
5,5 |
2,7 |
3,1 |
1,5 |
2,4 |
1,2 |
0,8 |
Не норм |
Не норм |
3,1 |
4,4 |
2,0 |
2,3 |
1,7 |
1,7 | |
1 |
Не норм |
Не норм |
2,1 |
Не норм |
1,6 |
Не норм |
1,5 |
Не норм | |
34, 48 |
0,5 |
Не норм |
Не норм |
5,5 |
2,7 |
3,0 |
1,5 |
2,3 |
1,2 |
0,8 |
Не норм |
Не норм |
3,1 |
4,4 |
1,9 |
2,3 |
1,6 |
1,7 | |
1 |
Не норм |
Не норм |
2,1 |
Не норм |
1,6 |
Не норм |
1,4 |
Не норм | |
12-17, 19, 20, 25-27, 30, 31 |
0,5 |
4,9 |
2,8 |
3,2 |
1,7 |
2,4 |
1,2 |
2,4 |
1,2 |
0,8 |
2,9 |
4,4 |
2,0 |
2,6 |
1,7 |
1,8 |
1,7 |
1,7 | |
1 |
2,2 |
Не норм |
1,6 |
Не норм |
1,5 |
Не норм |
1,5 |
Не норм | |
21-24 |
0,5 |
5,5 |
3,1 |
4,0 |
2,2 |
3,4 |
1,8 |
3,4 |
1,8 |
0,8 |
3,2 |
4,8 |
2,5 |
3,2 |
2,2 |
2,6 |
2,2 |
2,6 | |
1 |
2,4 |
Не норм |
1,9 |
Не норм |
1,8 |
Не норм |
1,8 |
Не норм |
№ ИК |
Значение cosj |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ±(%) | |||||||
1(2) <1 <5 |
5 <1 <20 |
20 <1 <100 |
100 <] |
<120 | |||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
18 |
0,5 |
4,9 |
3,9 |
3,2 |
3,2 |
2,4 |
3,1 |
2,4 |
3,1 |
0,8 |
2,9 |
4,9 |
2,0 |
3,7 |
1,7 |
3,4 |
1,7 |
3,4 | |
1 |
2,2 |
Не норм |
1,6 |
Не норм |
1,5 |
Не норм |
1,5 |
Не норм | |
28, 29 |
0,5 |
4,8 |
3,9 |
3,0 |
3,3 |
2,3 |
3,2 |
2,3 |
3,2 |
0,8 |
2,6 |
5,0 |
1,7 |
3,8 |
1,4 |
3,5 |
1,4 |
3,5 | |
1 |
1,7 |
Не норм |
1,2 |
Не норм |
1,0 |
Не норм |
1,0 |
Не норм | |
6-9 |
0,5 |
Не норм |
Не норм |
5,5 |
3,9 |
3,0 |
3,3 |
2,3 |
3,2 |
0,8 |
Не норм |
Не норм |
2,9 |
5,3 |
1,7 |
3,8 |
1,4 |
3,5 | |
1 |
Не норм |
Не норм |
1,9 |
Не норм |
1,2 |
Не норм |
1,0 |
Не норм | |
49 |
0,5 |
Не норм |
Не норм |
2,2 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
1,2 |
1,6 |
0,8 |
Не норм |
Не норм |
1,4 |
2,5 |
1,0 |
2,0 |
0,9 |
1,9 | |
1 |
Не норм |
Не норм |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |
50 |
0,5 |
2,0 |
2,1 |
1,5 |
1,7 |
1,2 |
1,6 |
1,2 |
1,6 |
0,8 |
1,4 |
2,4 |
1,0 |
2,1 |
0,9 |
1,9 |
0,9 |
1,9 | |
1 |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм |
0,8 |
Не норм |
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ
не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
-
- электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более te = 168 ч;
-
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
-
- УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч;
-
- УСПД ARIS MT200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч;
-
- сервер сбора и БД INTEL - среднее время наработки на отказ не менее Т = 104745 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;
-
- резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;
-
- резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания, включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источнков.
Регистрация событий: в журнале событий счётчика:
-
- параметрирования;
-
- воздействия внешнего магнитного поля;
-
- вскрытие счетчика;
-
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал событий УСПД:
- даты начала регистрации изменений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счетчиками;
- программных и аппаратных перезапусков ;
- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;
- изменения ПО и перепараметрирования УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- сервера БД;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях - не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД TK16L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
- счетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД ARIS MT200 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток; (при отключении питания - не менее 3 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений - за весь срок эксплуатации системы.