ГРСИ 49437-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
49438-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород Нет данных, ГРСИ 49437-12

Смотреть ГРСИ
49436-12

Номер госреестра:

49437-12

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Энсис Технологии", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 03111-59073365-05

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 45965

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ПС 330 кВ Белгород (далее – АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород) предна-

значена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов

времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород является двухуровневой системой с иерархической

распределенной обработкой информации:

– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);

– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустанов-

ки (далее – ИВКЭ);

В состав АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород входит система обеспечения единого време-

ни (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород решает следующие задачи:

– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и

автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений

приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов

измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-

тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;

– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);

– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью

СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени

с пределами погрешности ± 5 с;

– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-

технических средств ИК и ИВКЭ;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).

АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород включает следующие уровни:

1-й уровень ИК состоит из 40 измерительных каналов и включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2; 0,5; 1; 3;

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;

– счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности

0,2S/0,5;

– вторичные измерительные цепи.

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

– устройство сбора и передачи данных (УСПД).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигна-

лов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и

напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и пол-

Лист № 2

Всего листов 20

ной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность

вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием

результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал вре-

мени 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усред-

нения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.

АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород оснащена СОЕВ. Синхронизация времени произво-

дится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS прием-

ника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ син-

хронизируются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных

к УСПД.

Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ ПС 330 кВ

Белгород с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент

локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-

нием:

– испытательной коробки (специализированного клеммника);

– крышки клеммных отсеков счетчиков.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов

измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в

специализированной базе данных;

– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-

лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-

фиков с возможностью получения печатной копии;

– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-

мерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом

(ИАСУ КУ (КО));

– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-

чения;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного

доступа к данным;

– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-

ния питания;

– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Центра, ОАО «АТС» и

другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;

– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород, событий в АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород.

Лист № 3

Всего листов 20

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород;

– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наимено-

вание программного обеспече-

ния

(наименование програмного

модуля , наименование файла)

Номер

версии

(иденти-

фика-

ционный

номер)

программ-

ного обес-

печения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения (кон-

трольная сумма

исполняемого ко-

да)

e357189aea0466e9

8b0221dee68d1e12

745dc940a67cfeb3

a1b6f5e4b17ab436

ed44f810b77a6782

abdaa6789b8c90b9

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

Комплексы из-

мерительно-

вычислительные

для учета элек-

трической энер-

гии «Альфа-

ЦЕНТР»

11.07.01.01

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

Алгоритм

вычисле-

ния циф-

рового

иденти-

фикатора

про-

граммно-

го обес-

печения

0ad7e99fa26724e6

5102e215750c655a

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Про-

грамма планировщик опроса и

передачи данных (стандартный

каталог для всех модулей, Am-

rserver.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

ручного опроса счетчиков,

Amrc.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

автоматического опроса счет-

чиков, Amra.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

работы с БД, Cdbora2.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-

тека шифрования пароля счет-

чиков, Encryptdll.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-

тека сообщений планировщика

опросов, Alphamess.dll)

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

– установкой пароля на счетчик;

– установкой пароля на сервер;

– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-

тронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.

Канал

измерений

Состав измерительного канала

Доверительные границы относи-

тельной погрешности результата

измерений количества активной

и реактивной электрической

энергии и мощности при довери-

тельной вероятности Р=0,95:

Погрешность

ИК в рабочих

условиях

эксплуатации,

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ в Госреестре СИ

cos φ = 0,87

sin φ = 0,5

cos φ = 0,5

sin φ = 0,87

6600000

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Метрологические

характеристики

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

Основная

погрешность

ИК,

Обозначение, тип%

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид электрической энергии

ТТ1

ТТ2

ТН

АТФУМ 330А-У1

ВТФУМ 330А-У1

СТФУМ 330А-У1

АТФУМ 330А-У1

ВТФУМ 330А-У1

СТФУМ 330А-У1

АНКФ-330-73У1

ВНКФ-330-73У1

СНКФ-330-73У1

12 3

КТ=0,5

Ктт=2000/1

4059-74

КТ=0,5

Ктт=2000/1

4059-74

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

1443-03

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ОВВ-330 кВ

Счетчик

Лист № 4

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

6600000

ВЛ-330 кВ

Белгород-Лебеди

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

6600000

ВЛ-330 кВ Змиевская

ГРЭС-Белгород

с отп. на Лосево

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

± 0,8%

± 1,5%

± 2,2%

± 1,6%

ТТ

ТН

132000

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТФКН 330

ВТФКН 330

СТФКН 330

АНКФ-330-73У1

ВНКФ-330-73У1

СНКФ-330-73У1

КТ=0,5

Ктт=2000/1

-КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

1443-03

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТФРМ 330Б

ВТФРМ 330Б

СТФРМ 330Б

АНКФ-330-73У1

ВНКФ-330-73У1

СНКФ-330-73У1

КТ=0,2

Ктт=2000/1

5312-76

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

1443-03

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ Авторемзавод с

отп.

Лист № 5

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Белгородская ТЭЦ

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Беломестное

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-БХЗ

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-110/18

ВТВ-110/18

СТВ-110/18

АНКФ 110-57

ВНКФ 110-57

СНКФ 110-57

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-58

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Лист № 6

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Восточная 1 с отп.

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

110000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Восточная 2 с отп.

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

ГТУ ТЭЦ "ЛУЧ"

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ 110-57

ВНКФ 110-57

СНКФ 110-57

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-58

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-110/50

ВТВ-110/50

СТВ-110/50

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=3

Ктт=500/5

3190-72

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-110/52

ВТВ-110/52

СТВ-110/52

АНКФ 110-57

ВНКФ 110-57

СНКФ 110-57

КТ=1

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-58

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Лист № 7

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Дубовое

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Мичуринская

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Пищепром

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Лист № 8

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Рудник 1 с отп.

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Рудник 2 с отп.

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Сажное

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВ-110/52

ВТВ-110/52

СТВ-110/52

АНКФ-110-57

ВНКФ-110-57

СНКФ-110-57

КТ=1

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-58

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Лист № 9

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Шебекино

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Шеино

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ Белгород-

Южная 1 с отп.

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВ-110/50

ВТВ-110/50

СТВ-110/50

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=0,5

Ктт=600/5

3190-72

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-110/20

ВТВ-110/20

СТВ-110/20

АНКФ-110-57

ВНКФ-110-57

СНКФ-110-57

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-58

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТНДМ-110

ВТНДМ-110

СТНДМ-110

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=3

Ктт=600/5

-КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Лист № 10

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТТ отсутсвует

ТН

ВЛ-110 кВ Белгород-

Южная 2

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

Не

нормируется *

Не

нормируется *

ТТ

ТН

220000

ОМВ-110 кВ

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

± 1,7%

± 4,0%

± 9,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

42000

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

1 2 3 4 5 6

7 8

АНКФ-110-83 У1

ВНКФ-110-83 У1

СНКФ-110-83 У1

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-110/50

ВТВ-110/50

СТВ-110/50

АНКФ 110

ВНКФ 110

СНКФ 110

КТ=1

Ктт=1000/5

3190-72

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

922-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

АТВ-35

ВТВ-35

СТВ-35

АЗНОМ-35-65

ВЗНОМ-35-65

СЗНОМ-35-65

КТ=0,5

Ктт=600/5

4462-74

КТ=0,5

Ктн=35000:√3/100:√3

912-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ВЛ-35 кВ Белгород-

Белгородская ТЭЦ I

цепь с отп.

на ПС Белгород-тяговая

Лист № 11

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

42000

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

28000

ВЛ-35 кВ Белгород-

Стрелецкая

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ БКХП 1

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

АЗНОМ-35

ВЗНОМ-35

СЗНОМ-35

КТ=0,5

Ктт=600/5

4462-74

КТ=0,5

Ктн=35000:√3/100:√3

912-54

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ВЛ-35 кВ Белгород-

Белгородская ТЭЦ II

цепь с отп.

на ПС Белгород-тяговая

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

АЗНОМ-35-65

ВЗНОМ-35-65

СЗНОМ-35-65

КТ=1

Ктт=400/5

4462-74

КТ=0,5

Ктн=35000:√3/100:√3

912-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,7% ± 9,0%

Реактивная ± 4,0% ± 4,0%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

Лист № 12

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ БКХП 2

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 1

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 10

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

Лист № 13

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 11

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 3

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 4

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

Лист № 14

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 5

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 6

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 7

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТВЛМ-10

В-

СТВЛМ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1856-63

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

Лист № 15

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 8

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ Город 9

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

12000

КЛ 6 кВ РМЗ1

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=1000/5

1261-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

Лист № 16

Всего истов 20

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

7200

КЛ 6 кВ РМЗ2

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

3600

КЛ 6 кВ РПБ 1

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

3600

КЛ 6 кВ РПБ 2

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВЛ-10

В-

СТВЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=600/5

2472-69

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПЛ-10 У3

В-

СТПЛ-10 У3

ВНТМИ-6

КТ=0,5

Ктт=300/5

1276-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

380-49

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,3%

АТПЛ-10

В-

СТПЛ-10

ВНТМИ-6-66

КТ=0,5

Ктт=300/5

1276-59

КТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,3%

* Данный канал является информационным.

Лист № 17

Всего истов 20

Лист № 18

Всего листов 20

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешно-

сти измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;

cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I

ном

2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приве-

дены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК

при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I

ном

3. Нормальные условия эксплуатации:

– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)U

ном

; диапазон силы тока

(1,0 ÷ 1,2)I

ном

; коэффициент мощности cos

=0,9 инд.

– температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус

40˚С до 25˚С; УСПД – от минус 40˚С до 60˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;

– относительная влажность воздуха (70±5) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U

ном1

; диапазон силы

первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I

ном1

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-

тота (50,0

0,5) Гц;

– температура окружающего воздуха от

30˚С до 35˚С;

– относительная влажность воздуха (70±5) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U

ном2

; диапазон силы

вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)I

ном2

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) 0,5 ÷ 1,0

(0,6 ÷ 0,87); частота (50,0

0,5) Гц;

– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;

– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

– параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;

– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;

– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;

– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 1 ч;

6. Глубина хранения информации:

– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии

по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не

менее 3 лет.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные

с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена

Лист № 19

Всего листов 20

оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ

ПС 330 кВ Белгород как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени

± 5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-

ционной документации на АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород

Наименование

Тип

Количество

ТВ-110/18

ТВ-110/20

ТВ-110/50

ТВ-110/52

ТВ-35

ТВ-35/25

ТВЛ-10

ТВЛМ-10

ТНДМ-110

ТПЛ-10

ТПОЛ-10

ТФКН 330

ТФРМ 330Б

ТФУМ 330А-У1

ЗНОМ-35

ЗНОМ-35-65

НКФ 110

НКФ-110-83 У1

НКФ-330-73У1

НТМИ-6

НТМИ-6-66

ЕвроАльфа

RTU-325

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик электроэнергии многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных для автома-

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

3 шт.

9 шт.

6 шт.

3 шт.

6 шт.

2 шт.

30 шт.

4 шт.

24 шт.

3 шт.

6 шт.

3 шт.

6 шт.

1 шт.

40 шт.

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ Белгород – АИИС КУЭ ПС 330 кВ

Белгород. Методика поверки. 03111-59073365-05МП»;

Лист № 20

Всего листов 20

Рекомендуемые средства поверки:

– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь

для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с

радиочасами РЧ-011;

– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;

– радиочасы РЧ-011/2.

Сведенияометодиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-

рений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ Белгород.

Свидетельство об аттестации № 01.00230/38-2011 от 29.12.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-

формационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ

Белгород

1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения

единстваизмерений

- приосуществленииторговлии товарообменныхопераций.

Изготовитель

ООО «Энсис Технологии»

105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.

Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт:

www.ensyst.ru

Заявитель

ЗАО «Метростандарт»

117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.

Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:

www.metrostandart.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный trial

стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)

Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;

www.penzacsm.ru

Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:

pcsm@sura.ru

Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-

ственном реестре средств измерений под № 30033-10.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

Е. Р. Петросян

М.П.

«___» _____________ 2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
30830-05	Счетчики статические активной и реактивной энергии	ZMQ, ZFQ	Фирма "Landis+Gyr AG", Швейцария	8 лет	Перейти
68119-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска "Водоканал"	Нет данных	ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск	4 года	Перейти
40240-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Энергоатом" - "Дирекция строящейся Нововоронежской АЭС-2"	Нет данных	ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж	4 года	Перейти
50494-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Урульга" Забайкальской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Забайкальского края	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
73148-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" БЭС	Нет данных	Филиал ОАО "Сетевая компания" Бугульминские электрические сети, г.Бугульма	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений

Заказать поверкуСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород Нет данныхГРСИ 49437-12

Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород Нет данных
ГРСИ 49437-12