ГРСИ 52171-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-1 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
52172-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-1 Нет данных, ГРСИ 52171-12

Смотреть ГРСИ
52171-13

Номер госреестра:

52171-12

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-1

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Эльстер Метроника", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ДЯИМ.422231.251

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 № 49203

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1 (далее АИИС КУЭ

Челябинской ТЭЦ-1) предназначена для измерений активной и реактивной электрической

энергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC..

Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ Челябинской

ТЭЦ-1 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 ТЭЦ-1 входит система обеспечения единого време-

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

АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 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 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 ТЭЦ-1 включает следующие уровни:

1-й уровень состоит из 29 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-

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

вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Лист № 2

Всего листов 17

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;

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

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

Лист № 3

Всего листов 17

– диагностика и

мониторинг функционирования технических

и программных

средств

АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 , событий в АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1.

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«Альфа

-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

каталог для всех моду-

лей, 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.

Лист № 4

Всего листов 17

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

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

220000

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Метрологические характери-

стики

Доверительные границы отно-

сительной погрешности ре-

Состав измерительного каналазультата измерений количества

активной и реактивной элек-

трической энергиии 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

ТТ

ТН

АТДУ-110

ВТДУ-110

СТДУ-110

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

12 3

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100:√3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

ЗСО», ф. 24

Счетчик

Лист № 5

Всего листов 17

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

Чурилово» ф. 28

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

Пластмасс», ф. 18

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

ЧТПЗ» 1 цепь, ф. 16

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТДУ-110

ВТДУ-110

СТДУ-110

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТДУ-110

ВТДУ-110

СТДУ-110

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АТВ-110/52

ВТВ-110/52

СТВ-110/52

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Лист № 6

Всего листов 17

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

ЧТПЗ» 2 цепь, ф. 10

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

Исаково» 1 цепь, ф. 2

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

Исаково» 2 цепь, ф. 6

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТДУ-110

ВТДУ-110

СТДУ-110

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТДУ-110

ВТДУ-110

СТДУ-110

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АТВ-110/52

ВТВ-110/52

СТВ-110/52

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Счетчик

Лист № 7

Всего листов 17

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЭЦ-1 –

Южные Копи», ф. 22

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

66000

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

52500

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТВ-110/52

ВТВ-110/52

СТВ-110/52

АНКФ-110-83У1

ВНКФ-110-83У1

СНКФ-110-83У1

КТ=0.5

Ктт=1000/5

-КТ=0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

1188-84

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТФМ-110

ВТФМ-110

СТФМ-110

АНКФ-110-57 У1

ВНКФ-110-57 У1

СНКФ-110-57 У1

Отпайка от ВЛ-110 кВ

«ЧТЭЦ-1 – Южные Ко-

пи» на ПС «Насосная

осветленной воды»

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=300/5

16023-97

КТ= 0.5

Ктн=110000:√3/100: √3

14205-94

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

ВНАМИ-35 УХЛ1

КТ=0.5

Ктт=750/5

-КТ=0.5

Ктн=35000/100

19813-05

КТ=0.5S/1

Ксч=1

ВЛ-35 кВ «ЧТЭЦ-1 – Че-

лябинский узел» 1 цепь,

ф. 14

Лист № 8

Всего листов 17

ТТ

ТН

52500

ВЛ-35 кВ «ЧТЭЦ-1 – Че-

лябинский узел» 2 цепь,

ф. 16

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

42000

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

42000

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТВ-35/25

ВТВ-35/25

СТВ-35/25

АЗНОМ-35-54

ВЗНОМ-35-54

СЗНОМ-35-54

КТ=0.5

Ктт=750/5

-КТ=0.5

Ктн=35000:√3/100:√3

-КТ=0.5S/1

Ксч=1

АТВДМ-35

ВТВДМ-35

СТВДМ-35

АЗНОМ-35-54

ВЗНОМ-35-54

СЗНОМ-35-54

КЛ-35 кВ «ЧТЭЦ-1 –

яч. 20

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=600/5

-КТ=0.5

Ктн=35000:√3/100:√3

-КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

АТВДМ-35

ВТВДМ-35

СТВДМ-35

ВНАМИ-35 УХЛ1

КЛ-35 кВ «ЧТЭЦ-1 –

ОАО «ЧАМЗ»», фидер 1, ОАО «ЧАМЗ»», фидер 2,

яч. 6

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=600/5

-КТ=0.5

Ктн=35000/100

19813-05

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Лист № 9

Всего листов 17

ТТ

ТН

42000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч.

10 – ЧГЭС»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч. 18

– ЧГЭС»

31857-11

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТОЛ-10

В-

СТОЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктт=600/5

7069-79

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч. 8 –

ЧГЭС»

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТОЛ-10

В-

СТОЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктт=600/5

7069-79

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

В-

СТПОФ

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктт=600/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

КТ=0.5S/1

Лист № 10

Всего листов 17

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч. 36

– ЧГЭС»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч. 5

– ОАО «ФНПЦ» Стан-

комаш»

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч.

38 – ОАО «ЧМЗ»

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

5 6

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктт=600/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

В-

СТПОФ

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ= 0.5

Ктт= 600/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Счетчик

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 11

Всего листов 17

ТТ

ТН

12000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч. 40

– ОАО «ЧМЗ»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч.

17 – ООО УК «ТРАСТ»

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

КЛ-10 кВ «ЧТЭЦ-1 яч.

31 – ООО УК «ТРАСТ»

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТПОЛ-10

ВТПОЛ-10

СТПОЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктт=600/5

1261-59

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПЛ-10

ВТПЛ-10

СТПЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт= 150/5

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОЛ-10

ВТПЛ-10 У3

СТПОЛ-10

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=150/5

ф.АС -1261-59,ф.В -1276-59

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 12

Всего листов 17

ТТ

519-50

ТН

360000

Т1Г

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

40000

Д2Г

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

160000

С5Г

Trial А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

КТ=0.5

Ктт=3000/5

А ТПШФ-20

В ТПШФ-20

СТПШФ-20

ВНТМИ-6-66

КТ= 0.5

Ктн=6000/100

2611-70

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТПШФ-20

ВТПШФ-20

СТПШФ-20

ВНТМИ-10

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=2000/5

519-50

КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

АТШВ 15

ВТШВ 15

СТШВ 15

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт= 8000/5

5718-76

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-70

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

Лист № 13

Всего листов 17

ТТ

ТН

60000

Д7Г

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

60000

Д8Г

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормирует-

ся*

не нормирует-

ся*

ТТ

ТН

12000

Д9Г

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Таблица 2. Продолжение

1 2 3

АТПШФА

ВТПШФА

СТПШФА

ВНТМИ-10

КТ=0.5

Ктт=3000/5

-КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТПШФА-10

ВТПШФА-10

СТПШФА-10

ВНТМИ-10

КТ=0.5

Ктт=3000/5

-КТ=0.5

Ктн=10000/100

-КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

АТПОФ

ВТПОФ

СТПОФ

ВНТМИ-6

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ=0.5

Ктн=6000/100

831-53

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Лист № 14

Всего листов 17

ТТ

ТН

Нет ТН

Счетчик

Таблица 2. Продолжение

2 3

КТ=0.5

Ктт=200/5

15173-06

АТПШ-0.66

ВТПШ-0.66

СТПШ-0.66

ЧТЭЦ-1; Щит рабочего

освещения 0,4кВ, панель

№8, фидер "ЦЭС"; КЛ-

0,4кВ "ЧТЭЦ-1 - "ЦЭС"

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Альфа А1800

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

* - данный канал является информационным

Лист № 15

Всего листов 17

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 энергиии 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

энергиипо 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 ТЭЦ-1 как его неотъемлемая часть.

Лист № 16

Всего листов 17

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-

ни UTC ± 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 АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 .

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1 приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-1

Тип

ТФМ-110

ТДУ-110

ТВ-110-52

ТВ-35/25

ТВДМ-35

ТОЛ-10

ТПОФ

ТПОЛ-10

ТПЛ-10 (ТПЛ-10 У3)

ТПШФ-20

ТШВ 15

ТПШ-0.66

НКФ-110-83У1

НКФ-110-57У1

НАМИ-35 УХЛ1

ЗНОМ-35-54

ЗНОМ-15-63

НТМИ-10

НТМИ-6

НТМИ-6-66

Альфа А1800

Количество

3 шт.

15 шт.

9 шт.

6 шт.

4 шт.

10 шт.

6 шт.

3 шт.

6 шт.

3 шт.

1 шт.

3 шт.

9 шт.

1 шт.

3 шт.

1 шт.

29 шт.

RTU-327

1 шт.

Наименование

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных для автоматизации

измерений и учета энергоресурсов

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учёта электрической энергии– АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябин-

ская ТЭЦ-1. Методика поверки. ДЯИМ.422231.251.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.

Лист № 17

Всего листов 17

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 Челябинская ТЭЦ-1 и отдельных измерительных комплексов». Аттестована ФБУ «Пензен-

ский ЦСМ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-

формационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Фортум»

филиал Челябинская ТЭЦ-1

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

единства измерений

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
37840-08	Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ПСП "Похвистнево" ООО "Бугурусланнефть"	Нет данных	ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа	1 год	Перейти
45314-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах г.Москва	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
62873-15	Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-3 с УПСВ Холмогорского месторождения	Нет данных	ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск	2 года	Перейти
38057-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МРСК Урала" с Изменением № 1	Нет данных	ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
69780-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ КС-5	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	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