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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская Нет данных, ГРСИ 49441-12
Номер госреестра:
49441-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энсис Технологии", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 03181-59073365-05
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45969
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 17
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская (далее – АИИС КУЭ ПС 750 кВ
Владимирская) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии,
времени и интервалов времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская является двухуровневой системой с иерархиче-
ской распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (да-
лее – ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская входит система обеспечения единого
времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская 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 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 750 кВ Владимирская включает следующие уровни:
1-й уровень ИК состоит из 29 измерительных каналов и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; 1,0;
– cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности
0,2S/0,5, 0,5S/1;
– 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 трансформа-
торами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают
на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов
преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и на-
Лист № 2
Всего листов 17
пряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной
мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вы-
числяется 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 750 кВ Владимирская оснащена СОЕВ. Синхронизация времени произ-
водится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS при-
емника, принимающего сигналы GPS. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а
от них – внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ с автомати-
зированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычис-
лительной 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 незначимой 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 на серверы обработки данных;
– 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 750 кВ Владимирская, событий в АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская.
Лист № 3
Всего листов 17
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская;
– 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.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Канал
измерений
Основная
погрешность
ИК,
%
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
%
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент транс-
формации,
№ в Госреестре СИ
Обозначение, тип
15000000
16666-97
EA02RAL-P4B4
Активная
Реактивная
Не
нормируется*
Не
нормируется*
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические характери-
стики
Доверительные границы отно-
сительной погрешности ре-
Состав измерительного каналазультата измерений количества
активной и реактивной элек-
трической энергии и мощности
при доверительной вероятно-
сти Р=0,95:
Наименование объек-
та учета, диспетчер-
ское наименование
присоединения
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид электрической энергии
56
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
7
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
8
ТТ1
ТТ2
ТН
4
А ТФРМ-750А-У1
В ТФРМ-750А-У1
С ТФРМ-750А-У1
А ТФРМ-750А-У1
В ТФРМ-750А-У1
С ТФРМ-750А-У1
А НДЕ-750-72-V1
В НДЕ-750-72-V1
С НДЕ-750-72-V1
12 3
КТ=0,5
Ктт=2000/1
5216-76
КТ=0,5
Ктт=2000/1
5216-76
КТ=0,5
Ктн=750000:√3/100:√3
4965-75
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
1
ВЛ-750 кВ Калининская
АЭС-Владимирская ВВ-22
Счетчик
Лист № 4
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ1
ТТ2
ТН
10000000
2
ВЛ-500 кВ Костромская ГРЭС -
Владимир
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
Активная
Реактивная
Не
нормируется*
Не
нормируется*
ТТ
ТН
4400000
3
ОВВ 220 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
Активная
Реактивная
± 1,6
± 3,0
± 5,0
± 2,6
1 2 3 4 5 6
7 8
АТФНКД-500
ВТФНКД-500
СТФНКД-500
АТФНКД-500
ВТФНКД-500
СТФНКД-500
АНКФ-500
В НКФ-500
С НКФ-500
КТ=0,5
Ктт=2000/1
3639-73
КТ=0,5
Ктт=2000/1
3639-73
КТ=1,0
Ктн=500000:√3/100:√3
3159-72
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТФЗМ 220Б-IV
ВТФЗМ 220Б-IV
СТФЗМ 220Б-IV
АНКФ-220
В НКФ-220
С НКФ-220
КТ=0,5
Ктт=2000/1
26424-04
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
26453-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Лист № 5
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
825000
4
АТ-3 110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
ТТ
ТН
825000
5
АТ-4 110 кВ
EA02RAL-P4B4
ТТ
ТН
1650000
6
АТ-5 110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
1 2 3 4 5 6
7 8
АТФНД 110
ВТФНД 110
СТФНД 110
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,6 ± 5,0
Реактивная ± 3,0 ± 2,6
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,6 ± 5,0
Реактивная ± 3,0 ± 2,6
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1500/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
± 5,0
Реактивная ± 2,2
± 2,3
Лист № 6
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
1650000
7
ВЛ-110 кВ Базовая
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,6
ТТ
ТН
825000
8
ВЛ-110 кВ Районная 1
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,3
ТТ
ТН
825000
9
ВЛ-110 кВ Районная 2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,6
1 2 3 4 5 6
7 8
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1500/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,6
Реактивная ± 3,0
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1
Реактивная ± 2,2
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,6
Реактивная ± 3,0
Лист № 7
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
825000
10
ВЛ-110 кВ Судогда 1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,3
ТТ
ТН
825000
11
ВЛ-110 кВ Судогда 2
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,6
ТТ
ТН
825000
12
ВЛ-110 кВ Ундол 1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,3
1 2 3 4 5 6
7 8
АТФНД-110-II
ВТФНД-110-II
СТФНД-110-II
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
Реактивная ± 2,2
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,6
Реактивная ± 3,0
АТФНД 110
ВТФНД 110
СТФНД 110
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
Реактивная ± 2,2
Лист № 8
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
825000
13
ВЛ-110 кВ Ундол 2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,6
ТТ
ТН
825000
14
ОВВ 110 кВ
EA02RAL-P4B4
± 5,0
± 2,6
ТТ
ТН
3000
15
ВЛ-10 кВ Колокша
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
± 5,0
± 2,3
1 2 3 4 5 6
7 8
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,6
Реактивная ± 3,0
АТФНД 110М
ВТФНД 110М
СТФНД 110М
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,6
Реактивная ± 3,0
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-00
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
Реактивная ± 2,2
Лист № 9
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
4000
16
ВЛ-10 кВ Мех. колонна
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
ТТ
ТН
2000
17
ВЛ-10 кВ Поселок
EA02RAL-P4B3
ТТ
ТН
2000
18
ВЛ-10 кВ Радиорелейная
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
1 2 3 4 5 6
7 8
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1 ± 5,0
Реактивная ± 2,2 ± 2,3
АТЛМ - 10
В-
СТЛМ - 10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473 - 05
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1 ± 5,0
Реактивная ± 2,2 ± 2,3
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-00
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
± 5,0
Реактивная ± 2,2
± 2,3
Лист № 10
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
3000
19
ВЛ-10 кВ ЮПФ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
ТТ
ТН
6000
20
ВЛ-10 кВ Юрьевец -1
EA02RAL-P4B3
ТТ
ТН
6000
21
ВЛ-10 кВ Юрьевец -2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
1 2 3 4 5 6
7 8
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-00
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1 ± 5,0
Реактивная ± 2,2 ± 2,3
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,1 ± 5,0
Реактивная ± 2,2 ± 2,3
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ - 10 - 66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1
± 5,0
Реактивная ± 2,2
± 2,3
Лист № 11
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
нет ТН
15
22
ф.0,4 кВ - 16 кВ.
жилой дом 1Б, 2Б
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 4,0
ТТ
ТН
нет ТН
20
23
ф.0,4 кВ - 8 кВ
жилой дом 8Б, 14Б
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 3,0
ТТ
ТН
нет ТН
15
24
ф.0,4 кВ - Гастроном
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 4,0
1 2 3 4 5 6
7 8
КТ=0,5
Ктт=75/5
22899-02
АТО-0,66-УЗ
ВТО-0,66-УЗ
СТО-0,66-УЗ
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
КТ=0,5
Ктт=100/5
15764-96
АТ- 0,66 У3
ВТ- 0,66 У3
СТ- 0,66 У3
Счетчик
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
КТ=0,5
Ктт=75/5
22899-02
АТО-0,66-УЗ
ВТО-0,66-УЗ
СТО-0,66-УЗ
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
Лист № 12
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
нет ТН
30
25
ф.0,4 кВ - Котельная,
столовая
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 3,0
ТТ
ТН
нет ТН
10
26
ф.0,4 кВ - Медпункт
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 3,0
ТТ
ТН
нет ТН
30
27
ф.0,4 кВ - Насосная 1
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
± 5,0
± 3,0
1 2 3 4 5 6
7 8
КТ=0,5
Ктт=150/5
22899-02
АТО-0,66-УЗ
ВТО-0,66-УЗ
СТО-0,66-УЗ
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
КТ=0,5
Ктт=50/5
15764-96
АТ- 0,66 У3
ВТ- 0,66 У3
СТ- 0,66 У3
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
КТ=0,5
Ктт=150/5
22899-02
АТО-0,66-УЗ
ВТО-0,66-УЗ
СТО-0,66-УЗ
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0
Реактивная ± 2,1
Лист № 13
Всего листов 17
ТТ
ТН
нет ТН
30
28
ф.0,4 кВ - Насосная 2
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
ТТ
ТН
нет ТН
20
29
ф.0,4 кВ - РБ-21
EA05RAL-P4B4
Продолжение таблицы 2
1
2 3 4 5
6 7 8
КТ=0,5
Ктт=150/5
22899-02
АТО-0,66-УЗ
ВТО-0,66-УЗ
СТО-0,66-УЗ
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0 ± 5,0
Реактивная ± 2,1 ± 3,0
КТ=0,5
Ктт=100/5
1407-60
АТК-20
ВТК-20
СТК-20
Счетчик
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,0 ± 5,0
Реактивная ± 2,1 ± 3,0
* данный канал является информационным
Лист № 14
Всего листов 17
Лист № 15
Всего листов 17
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
j
=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
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-
тота (50
±
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
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0
(0,6 ÷ 0,87); частота (50
±
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 trial 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 № 16
Всего листов 17
оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
ПС 750 кВ Владимирская 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 систему автоматизированную информационно-измерительную ком-
мерческого учета электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская
Наименование
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Тип
Т- 0,66 У3
ТК-20
ТЛМ-10
ТО-0,66-УЗ
Количество
6 шт.
3 шт.
14 шт.
15 шт.
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Счетчик электроэнергии многофункциональный
УСПД
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
ТФЗМ 220Б-IV3 шт.
ТФНД 11033 шт.
ТФНКД-5006 шт.
ТФРМ-750А-V16 шт.
НДЕ-750-72-У13 шт.
НКФ-110-576 шт.
НКФ-2203 шт.
НКФ-5003 шт.
НТМИ - 10 - 66 У32 шт.
ЕвроАльфа29 шт.
RTU-3251 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учёта электрической энергии ПС 750 кВ Владимирская – АИИС КУЭ ПС 750
кВ Владимирская. Методика поверки. 03181-59073365-05.МП».
Основные 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.
Лист № 17
Всего листов 17
Сведенияометодиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика
измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 750 кВ Владимирская.
Свидетельство об аттестации № 01.00230/40-2011 от 29.12.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-
формационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 750 кВ
Владимирская
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 обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций
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:
Заявитель
ЗАО «Метростандарт»
117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.
Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 48679-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Зиракс" | Нет данных | ООО "Зиракс", р.п.Светлый Яр | 4 года | Перейти |
| 43380-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Подстанция Шерловогорская 220/110/10 кВ - АИИС КУЭ Подстанция Шерловогорская 220/110/10 кВ | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45616-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Левобережная" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Левобережная" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 43021-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/35/10 кВ "Белогорск" - АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ "Белогорск" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 60105-15 | Преобразователи расхода ультразвуковые | СТРУМЕНЬ Т150 | НП ООО "Гран-Система-С", Беларусь, г.Минск | В составе теплосчетчиков: 4 года - до ввода в эксплуатацию; 2 года - в эксплуатации. При использовании в качестве самостоятельного СИ - 2 года | Перейти |
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
"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
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
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