ГРСИ 52169-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС 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
52170-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС Нет данных, ГРСИ 52169-12

Смотреть ГРСИ
52168-12

Номер госреестра:

52169-12

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Эльстер Метроника", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ДЯИМ.422231.253

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 № 49201

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская

ГРЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС (далее АИ-

ИС КУЭ Челябинской ГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электриче-

ской энергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.

Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС является трехуровневой системой с иерархической

распределенной обработкой информации:

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

– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;

– третий – уровень информационно-вычислительного комплекса.

В состав АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС входит система обеспечения единого времени

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

АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС решает следующие задачи:

– осуществление эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля

выработки и потребления электрической энергии, и мощности по точкам поставки;

– измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электрической энер-

гии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с задан-

ной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

– автоматическое выполнение измерений;

– автоматическое ведение системы единого времени;

– регистрация параметров электропотребления;

– формирование отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО

«СО ЕЭС», ОАО «Фортум» и другим смежным субъектам оптового рынка электрической энер-

гии (ОРЭ).

АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС включает следующие уровни:

1-й уровень состоит из 35 ИК и включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0.5

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0.5

– счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

класса точности 0.2S/0.5, 0.5S/1;

– вторичные измерительные цепи;

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

– УСПД типа RTU-327L;

– технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень ИВК включает в себя:

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

– сервер базы данных «Альфа ЦЕНТР».

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 19

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 ре-

зультатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал време-

ни 0,02 с.

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

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

Цифровые

сигналы с выходов счетчиков

по проводным линиям связи интерфейса RS-

485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД, расположен-

ный в шкафу сервера АИИС КУЭ. В УСПД осуществляется хранение измерительной инфор-

мации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычислитель-

ной сети (ЛВС) по сети Ethernet на уровень сервер БД уровня ИВК, где осуществляется вычис-

ление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

хранение и накопление измерительной информации.

Синхронизация времени осуществляется при помощи устройства синхронизации сис-

темного времени (УССВ), подключенного к УСПД и обеспечивающего прием сигналов точного

времени спутниковой навигационной системы GPS. УСПД при каждом сеансе опроса счетчи-

ков (1 раз в 30 минут) осуществляет синхронизацию времени встроенных часов

счетчика со

встроенными часами УСПД при расхождении времени между ними более чем на 2 с.

Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов

осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС)

предприятия

по интер-

фейсу Ethernet.

Механическая

защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-

нием:

– испытательной коробки (специализированного клеммника);

– крышки клеммных отсеков счетчиков;

– Сервера;

– УСПД.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

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

измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);

– 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 в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчер-

ское управление «Системный оператор – центральное диспетчерское управление Единой элек-

трической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результа-

тов измерений;

– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

Лист № 3

Всего листов 19

– 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 Челябинской ГРЭС , событий в АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

– 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

Наимено-

вание про-

граммного

обеспече-

ния

Цифровой идентифи-

катор программного

обеспечения (кон-

трольная сумма ис-

полняемого кода)

24dc80532f6d9391dc47

f5dd7aa5df37

783e1ab6f99a5a7ce4c6

639bf7ea7d35

3408aba7e4f90b8ae22e

26cd1b360e98

0ad7e99fa26724e65102

e215750c655a

0939ce05295fbcbbba40

0eeae8d0572c

Комплек-

сы измери-

тельно-

вычисли-

тельные

для учета

электриче-

ской энер-

гии «Аль-

фа-

ЦЕНТР»

АС_UE

b8c331abb5e34444170

eee9317d635cd

MD5

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

обеспечения

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

программного

обеспечения

Идентификационное на-

именование программ-

ного обеспечения

(наименование програм-

ного модуля , наимено-

вание файла)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Программа планиров-

щик опроса и передачи

данных (стандартный ка-

талог для всех модулей,

Amrserver.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Драйвер ручного опроса

счетчиков, Amrc.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Драйвер автоматическо-

го опроса счетчиков,

Amra.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Драйвер работы с БД,

Cdbora2.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Библиотека шифрова-

ния пароля счетчиков,

Encryptdll.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Библиотека 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;

– установкой пароля на УСПД;

– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-

тронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.

Канал измере-

ний

Погрешность

ИК в рабочих

условиях экс-

плуатации,

± %

Номер ИК

cos φ = 0,87

sin φ = 0,5

cos φ = 0,5

sin φ = 0,87

ТН

132000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

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 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 объекта

учета, диспетчерское

наименование присое-

динения

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент транс-

формации,

№ Госреестра СИ

или свидетельства о по-

верке

Основная по-

грешность

ИК,

Обозначение, тип± %

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид электрической энергии

567

12 34

КТ=0.5 А SB 0.8

Ктт= 600/5ВSB 0.8

ТТ

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – ТЗП

1 цепь», яч. 1

Активная ± 1,1%

± 5,0%

Реактивная ± 2,2%

± 2,4%

Лист № 4

Всего листов 19

ТТ

ТН

132000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

44000

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

44000

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – За-

речная 2 цепь», яч. 8

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВ-110-II-У2

ВТВ-110-II-У2

СТВ-110-II-У2

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт=600/5

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

точная», яч. 2

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – За-

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – Вос-

речная 1 цепь», яч. 7

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=200/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт=200/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Лист № 5

Всего листов 19

ТТ

ТН

132000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

132000

Альфа А1800

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС –

СЗК», яч. 11

31857-11

Альфа А1800

± 5,0%

± 2,4%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт= 600/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – Ша-

гол 4 цепь», яч. 9

Активная ± 1,1%

Реактивная ± 2,2%

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС –

Шагол 1 цепь» с отпай-

кой на ПС «Цинковая-

110», яч. 12

Счетчик

КТ=0.5

Ктт= 600/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,1%

Реактивная ± 2,2%

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт= 600/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Счетчик

Активная ± 1,1%

Реактивная ± 2,2%

Лист № 6

Всего листов 19

ТТ

ТН

1100000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

1100000

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

1100000

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС –

Аэродромная», яч. 10

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВ

ВТВ

СТВ

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

19720-05

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – Но-

вометаллургическая 1

цепь», яч. 14

АТВ-110-I

ВТВ-110-I

СТВ-110-I

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС –

Новометаллургическая 2

цепь», яч. 16

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АТВ-110-I-У2

ВТВ-110-I-У2

СТВ-110-I-У2

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Лист № 7

Всего листов 19

ТТ

ТН

132000

ЧГРЭС, ОМВ-110 кВ, яч.

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

20000

Альфа А1800

± 5,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

20000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС

ячейка № 10-43 – ООО

«Галокомплект»

Альфа А1800

± 5,0%

± 4,0%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АНАМИ-110УХЛ1

ВНАМИ-110УХЛ1

СНАМИ-110УХЛ1

КТ=0.5

Ктт= 600/5

20951-01

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

24218-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1%

Реактивная ± 2,2%

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

ГРУ-10 кВ, Ф 10-3 ЛКЗ

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10-66

В-

СНОМ-10-66

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

Лист № 8

Всего листов 19

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячейка

№ 10-11 – ОАО «ЧЦЗ»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

30000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

400000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=1500/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10-66

В-

СНОМ-10-66

КТ=0.5

Ктт=1500/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТЛШ-10У3

ВТЛШ-10У3

СТЛШ-10У3

АНОМ-10-66

В-

СНОМ-10-66

КТ=0.5

Ктт=2000/5

6811-78

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС фидер

№ 10-47 – МУП «ПОВВ» ка № 10-45 – ОАО «ЧЦЗ»

Активная ± 1,2%

± 5,0%

Реактивная ± 2,4%

± 4,0%

Лист № 9

Всего листов 19

ТТ

ТН

20000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячейка

№ 10-5 – ОАО «ЧЭМК»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

20000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

ка № 10-9 – ОАО

«ЧЭМК»

31857-11

Альфа А1800

ТТ

1261-59

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячейка

№ 10-19 – ОАО «ЧЭМК»

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОФ

ВТПОЛ-10

СТПОФ

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=1000/5

ф.АС 518-50, ф.В 1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

А ТПОФ

В ТПОФ

СТПОЛ-10

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=1000/5

фА.В.518-50, ф.С 1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Счетчик

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

КТ=0.5

Ктт=1500/5

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

Счетчик

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

Лист № 10

Всего листов 19

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячейка

№ 10-25 – ОАО «ЧЭМК»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

ка № 10-29 – ОАО

«ЧЭМК»

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,2%

± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

ка № 10-35 – ОАО

«ЧЭМК»

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,2%

± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

АНОМ-10

В-

АНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=1500/5

ф.ВС -, ф.А 1261-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1500/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1500/5

1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Лист № 11

Всего листов 19

ТТ

ТН

20000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

± 5,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

ка № 10-39 – ОАО

«ЧЭМК»

Альфа А1800

± 5,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

30000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячей-

ка № 10-49 – ОАО

«ЧЭМК»

Альфа А1800

± 5,0%

± 4,0%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС ячейка

№ 10-37 – ОАО «ЧЭМК»

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

АНОМ-10-66

В-

АНОМ-10-66

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1500/5

1261-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

АНОМ-10-66

В-

СНОМ-10-66

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1500/5

1261-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

Лист № 12

Всего листов 19

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС – На-

сосная ЧМЗ» (яч.10-27)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,2%

± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

ТТ

ТН

20000

КЛ-10 кВ «ЧГРЭС – На-

сосная ЧМЗ» (яч.10-46)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,2%

± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

ТТ1

ТТ2

ТН

Ксч=1

ГРУ-10 кВ, Ф 10-2 Генератор 1

Счетчик

Альфа А1800

40000

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

6 7

АТОЛ-10

ВТОЛ-10

СТОЛ-10

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

КТ=0.5

Ктт=600/5

7069-79

КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.5S/1

Ксч=1

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АНОМ-10-66

В-

СНОМ-10-66

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

4947-75

КТ=0.5S/1

Ксч=1

АТЛШ-10У3

ВТЛШ-10У3

СТЛШ-10У3

АТЛШ-10У3

ВТЛШ-10

СТЛШ-10У3

ВНТМИ-10

КТ=0.5

Ктт=2000/5

6811-78

КТ=0.5

Ктт=2000/5

ф.АС 6811-78, ф. В 11077-03

КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

31857-11

Лист № 13

Всего листов 19

ТТ2

ТН

Счетчик

Альфа А1800

40000

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

ГРУ-10 кВ, Ф 10-30

Генератор 3

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

20000

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

ГРУ-10 кВ, Ф 10-34 Ге-

нератор 4

Альфа А1800

20000

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

4 5

6 7 8

КТ=0.5АТЛШ-10У3

ТТ1

ВТЛШ-10У3

СТЛШ-10У3

АТЛШ-10У3

ВТЛШ-10

СТЛШ-10У3

ВНТМИ-10

ГРУ-10 кВ, Ф 10-6 Генератор 2

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

ВНТМИ-10

Ктт=2000/5

6811-78

КТ=0.5

Ктт=2000/5

ф.АС 6811-78, ф. В 11077-03

КТ=0.5

Ктн=10000/100

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

КТ=0.5

Ктт=1000/5

ф.АС 1261-59, ф.В 1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

ВНТМИ-10

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

Лист № 14

Всего листов 19

ТТ1

ТТ2

ТН

40000

Ксч=1

ГРУ-10 кВ, Ф 10-41 Генератор 5

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

40000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

Альфа А1800

9000

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4

5 6 7 8

АТШЛ-10

ВТШЛ-10

СТШЛ-10

АТШЛ-10

ВТШЛ-10

СТШЛ-10

ВНАМИ-10

КТ=0.5

Ктт=2000/5

3972-73

КТ=0.5

Ктт=2000/5

3972-73

КТ=0.5

Ктн=10000/100

11094-87

КТ=0.2S/0.5

АТПШФ

ВТПШФ

СТПШФ

ВНТМИ-10

КТ=0.5

Ктт=2000/5

519-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

ВНТМИ-6

ГРУ-10 кВ, Ф 10-12 Ге- ГРУ-10 кВ, Ф 10-54 Гене-

нератор 7ратор 6

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1500/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=3000/100

831-53

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

Лист № 15

Всего листов 19

ТТ

ТН

9000

ГРУ-10 кВ, Ф 10-36 Ге-

нератор 8

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

2 3 4 5

6 7 8

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

ВНТМИ-6

КТ=0.5

Ктт=1500/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=3000/100

831-53

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

* - данный канал является информационным

Лист № 16

Всего листов 19

Лист № 17

Всего листов 19

Примечания:

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

ности 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, ± %» при-

ведены 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

0,5) 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

0,5) 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 =

35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;

УСПД –

среднее

время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее

время

восстановления работоспособности не более 24 ч.;

6. Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, 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 аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с

настоящим описанием типа

АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС как его неотъемлемая часть.

Лист № 18

Всего листов 19

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-

ни UTС ± 5 с.

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 ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская

ГРЭС.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ГРЭС

Тип

SB 0.8

ТВ-110-II-У2

ТВ

ТВ-110-I

ТПОФ

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3)

ТОЛ-10

ТЛШ-10У3

ТШЛ-10

ТПШФ

НАМИ-110УХЛ1

НТМИ-10

НАМИ-10

НОМ-10

НОМ-10-66

НТМИ-6

Альфа А1800

Количество

21 шт.

3 шт.

6 шт.

34 шт.

15 шт.

3 шт.

13 шт.

8 шт.

3 шт.

6 шт.

5 шт.

1 шт.

4 шт.

2 шт.

35 шт.

RTU-327

1 шт.

Наименование

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных для автоматиза-

ции измерений и учета энергоресурсов

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябин-

ская ГРЭС. Методика поверки. ДЯИМ.422231.253.МП», утвержденный ФБУ «Пензенский

ЦСМ» 10 декабря 2012 года.

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.

Сведения ометодиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-

рений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Фортум» фили-

ал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС и отдельных измерительных комплексов». Аттестована

ФБУ «Пензенский ЦСМ».

Лист № 19

Всего листов 19

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-

формационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Фортум»

филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС

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 обеспече-

нияединстваизмерений

Осуществлениеторговлиитоварообменныхопераций.

Изготовитель

ООО «Эльстер Метроника»

111141, Российская Федерация, г. Москва, 1-й проезд Перова Поля д.9, стр.3.

Телефон: (495) 730-0286, (495) 730-0287; Сайт:

www.elster.ru

Заявитель

OOО «Стройиндустрия»

440003, г.Пенза, ул. Индустриальная, д.40 б.

Телефон: (8412) 930-438; Факс (8412) 930-761;

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;

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

Ф. В. Булыгин

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
21412-01	Счетчики электрические активной энергии трехфазные индукционные	СА4-518, СА4-518Т	ОАО "МЗЭП", г.Москва	8 лет	Перейти
34025-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Навашинский хлеб"	Нет данных	ООО "НПО ЭнергоСтрой", г.Муром	4 года	Перейти
44227-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "СПб завод ТЭМП"	Нет данных	ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург	4 года	Перейти
68864-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус"	Нет данных	АО "РЭС Групп", г.Владимир	4 года	Перейти
46111-10	Система измерений количества и показателей качества газового конденсата Стерхового месторождения Олимпийского лицензионного участка ООО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ" (СИКГК)	Нет данных	ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань	1 год	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