ГРСИ 56210-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-2 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
56213-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-2 Нет данных, ГРСИ 56210-14

Смотреть ГРСИ
56209-14

Номер госреестра:

56210-14

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-2

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Эльстер Метроника", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ДЯИМ.422231.252

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 № 53802

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 (далее АИИС КУЭ ОАО «Фортум»

филиалЧелябинскаяТЭЦ-2)предназначенадляизмеренийактивнойиреактивной

электрической энергии, мощности за интервалы времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 является трехуровневой сис-

темой 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 ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 входит система

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

АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 решает следующие задачи:

– измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и ав-

томатический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретно-

стью 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 электроэнергии

(ОРЭ).

АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 включает следующие уровни:

1-й уровень состоит из 27 ИК и включает в себя:

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

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2; 0,5;

– счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

классов точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1;

– вторичные измерительные цепи;

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

– УСПД типа RTU-327;

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

3-й уровень ИВК включает в себя:

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

– сервер базы данных «Trial 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 17

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 электроэнергии.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-

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

ное в шкафу сервера АИИС КУЭ. В УСПД осуществляется хранение измерительной информа-

ции, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычислительной

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

ем:

– 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

Коммерческого оператора (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 Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетиче-

ской системы (ОАО «СО ЕЭС»)), смежным субъектам ОРЭ результатов измерений;

Лист № 3

Всего листов 17

– 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 Челябинской ТЭЦ-2 , событий в АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская

ТЭЦ-2;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Че-

лябинская ТЭЦ-2.

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-

обеспече-

ного обеспечения

вание файла)

ционный но-

граммного

Цифровой идентифи-

трольная сумма ис-

рового иден-

обеспечения

Идентификационное на-Номер версииАлгоритм вы-

вание про-

именование программ- (идентифика-

катор программного

числения циф-

граммного

(наименование програм- мер) про-

обеспечения (кон-

тификатора

ния

ного модуля , наимено-

обеспечения

полняемого кода)

программного

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Программа планиров-

щик опроса и передачи24dc80532f6d9391dc47

данных (стандартный f5dd7aa5df37

каталог для всех моду-

лей, Amrserver.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

639bf7ea7d35

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

e215750c655a

энергии

АС_UEMD5

Комплек-(Драйвер ручного опроса

783e1ab6f99a5a7ce4c6

сы измери- счетчиков, Amrc.exe)

тельно-ПО «Альфа-ЦЕНТР»

вычисли-(Драйвер автоматическо-3408aba7e4f90b8ae22e

тельныего опроса счетчиков, 26cd1b360e98

для учетаAmra.exe)

электро-

(Драйвер работы с БД,

0ad7e99fa26724e65102

«Альфа-Cdbora2.dll)

ЦЕНТР»

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Библиотека шифрова-0939ce05295fbcbbba40

ния пароля счетчиков, 0eeae8d0572c

Encryptdll.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

(Библиотека сообщенийb8c331abb5e34444170

планировщика опросов, eee9317d635cd

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

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Метрологические характери-

стики

Доверительные границы отно-

сительной погрешности ре-

Состав измерительного канала

зультата измерений количества

активной и реактивной элек-

троэнергии и мощности при

доверительной вероятности

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

АТВТ-110

ВТВТ-110

СТВТ-110

АЗНОГ-110

ВЗНОГ-110

СЗНОГ-110

12 3

КТ=0.5

Ктт=1000/5

3635-73

КТ=0.2

Ктн=110000:√3/100: √3

23894-07

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

ВЛ-110 кВ «ЧТЗ 1 цепь»

Счетчик

Лист № 5

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «ЧТЗ 2 цепь»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

220000

Альфа А1800

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 кВ «Транзитная»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВТ-110

ВТВТ-110

СТВТ-110

АЗНОГ-110

ВЗНОГ-110

СЗНОГ-110

КТ=0.5

Ктт=1000/5

3635-73

КТ=0.2

Ктн=110000:√3/100: √3

23894-07

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

АТВТ-110

ВТВТ-110

СТВТ-110

АЗНОГ-110

ВЗНОГ-110

СЗНОГ-110

ВЛ-110 кВ «Бульварная»

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт= 1000/5

3635-73

КТ=0.2

Ктн=110000:√3/100: √3

23894-07

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

АТВТ-110

ВТВТ-110

СТВТ-110

АЗНОГ-110

ВЗНОГ-110

СЗНОГ-110

КТ=0.5

Ктт=1000/5

3635-73

КТ=0.2

Ктн=110000:√3/100: √3

23894-07

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

Лист № 6

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

220000

ОМВ-110 кВ

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

РП «Линейная» 10 кВ,

яч. 13, КЛ-10 кВ «ИП

Задорожный А. Д.»

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1 2 3 4 5 6

7 8

АТВТ-110

ВТВТ-110

СТВТ-110

АЗНОГ-110

ВЗНОГ-110

СЗНОГ-110

КТ=0.5

Ктт=1000/5

3635-73

КТ=0.2

Ктн=110000:√3/100: √3

23894-07

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

АТПЛ-10

В-

СТПЛ-10

ВНТМИ-10-66У3

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=150/5

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПЛ-10У3

В-

СТПЛ-10У3

ВНТМИ-10-66У3

КТ=0.5

Ктт=150/5

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

РП «Линейная» 10 кВ,

яч. 14, КЛ-10 кВ «ИП За-

дорожный А. Д.»

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 7

Всего листов 17

ТТ

ТН

1000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

1000

РП «Линейная» 10 кВ,

яч. 12, КЛ-10 кВ «ООО

«Энергия ЧТЗ»

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Таблица 2. Продолжение

2 3 4

5 6 7 8

АТПЛ-10-М

В-

СТПЛ-10-М

ВНТМИ-10-66У3

КТ= 0.5

Ктт= 50/5

22192-03

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

РП «Линейная» 10 кВ, яч.

11, КЛ-10 кВ «ООО

«Энергия ЧТЗ»

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПЛ-10У3

В-

СТПЛ-10У3

ВНТМИ-10-66У3

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт= 50/5

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТОЛ-10

В-

СТОЛ-10

ВНТМИ-10-66У3

КТ= 0.5

Ктт= 150/5

7069-07

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

РП «Линейная» 10 кВ, яч.

21, КЛ-10 кВ «ЧГЭС»

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 8

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

3000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

Альфа А1800

ТТ

ТН

3000

РП «Линейная» 10 кВ,

яч. 15, КЛ-10 кВ «ЗАО

«ЧЗЭСК»

Альфа А1800

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ 10

В-

СТПОЛ 10

ВНТМИ-10-66У3

КТ= 0.2S

Ктт= 150/5

1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,0% ± 2,5%

Реактивная ± 1,8% ± 3,0%

АТПОЛ 10

В-

СТПОЛ 10

ВНТМИ-10-66У3

РП «Линейная» 10 кВ,РП «Линейная» 10 кВ, яч.

яч. 23, КЛ-10 кВ «ЗАО20, КЛ-10 кВ «ЗАО «Оф-

«Офсетная газетная фаб- сетная газетная фабрика –

рика – Челябинск»Челябинск»

Счетчик

КТ= 0.2S

Ктт= 150/5

1261-02

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,0% ± 2,5%

Реактивная ± 1,8% ± 3,0%

АТПЛ-10

В-

СТПЛ-10

ВНТМИ-10-66У3

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт= 150/5

1276-59

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 9

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

3000

РП «Линейная» 10 кВ, яч.

16, КЛ-10 кВ «ЗАО

«ЧЗЭСК»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

ГРУ-10 кВ, яч. 4, КЛ-10

кВ «ЧГЭС»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

12000

ГРУ-10 кВ, яч. 27, КЛ-10

кВ «ЧГЭС»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1 2 3 4 5 6

7 8

АТЛК10-5,6

В-

СТЛК10-5,6

ВНТМИ-10-66У3

КТ= 0.5

Ктт= 150/5

9143-01

КТ=0.5

Ктн=10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

В-

СТПОФ

ВНТМИ-10-66

КТ= 0.5

Ктт=600/5

518-50

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

В-

СТПОФ

ВНТМИ-10-66

КТ= 0.5

Ктт=600/5

518-50

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

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

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

20000

Альфа А1800

ТТ

ТН

20000

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

20000

Альфа А1800

2 3 4

5 6 7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-10-66

ГРУ-10 кВ, яч. 18, КЛ-10

Счетчик

КТ= 0.5

Ктт=1000/5

1261-59

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-10-66

КТ=0.5

Ктт=1000/5

1261-59

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

ГРУ-10 кВ, яч. 28, КЛ-10

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-10-66

КТ=0.5

Ктт=1000/5

1261-59

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

ГРУ-10 кВ, яч. 10, КЛ-10

кВ «ООО «Энергия ЧТЗ» кВ «ООО «Энергия ЧТЗ» кВ «ООО «Энергия ЧТЗ»

Счетчик

31857-11

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

± 5,0%

± 4,0%

Лист № 11

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ТН

20000

ГРУ-10 кВ, яч. 34, КЛ-10

кВ «ООО «Энергия ЧТЗ»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

20000

Альфа А1800

ТТ

ТН

Нет ТН

300

Береговая насосная «Оз

1» 0,4 кВ, яч.3

Альфа А1800

1 2 3 4 5 6

7 8

АТПОЛ-10

В-

СТПОЛ-10

ВНТМИ-10-66

КТ=0.5

Ктт=1000/5

1261-59

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

АТПОФ

В-

СТПОФ

ВНТМИ-10-66

ГРУ-10 кВ, яч. 36, КЛ-10

кВ «ООО «Энергия ЧТЗ»

Счетчик

КТ=0.5

Ктт=1000/5

518-50

КТ= 0.5

Ктн= 10000/100

831-69

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 4,0%

КТ= 0.5S

Ктт=1500/5

1673-07

АТНШЛ-0,66

ВТНШЛ-0,66

СТНШЛ-0,66

Счетчик

КТ=0.5S/1

Ксч=1

31857-11

Активная ± 1,0%

Реактивная ± 2,1%

± 3,0%

Лист № 12

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТН

Нет ТН

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

± 1,0%

± 2,1%

± 3,0%

ТТ

Ктн=10000/100

ТН

100000

ТГ-1 (10 кВ)

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормируется*

ТТ

ТН

100000

ТГ-2 (10 кВ)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

Активная

Реактивная

не нормируется*

ТТ

1 2 3 4 5 6

7 8

КТ= 0.5S А ТНШЛ-0,66

Ктт=1500/5 В ТНШЛ-0,66

1673-07 С ТНШЛ-0,66

300

КТ=0.5S/1

Ксч=1

Береговая насосная «Оз

1» 0,4 кВ, яч.8

КТ= 0.5

Ктт= 5000/5

-КТ=0.5

АТПШФА

ВТПШФА

СТПШФА

АНОМ-10

В-

СНОМ-10

Счетчик

363-49

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

31857-11

А ТПШФА

В ТПШФА

С ТПШФА

А НОМ-10

В НОМ-10

С НОМ-10

КТ= 0.5

Ктт= 5000/5

-КТ=0.5

Ктн=10000/100

363-49

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Лист № 13

Всего листов 17

Таблица 2. Продолжение

ТТ

ф.А и С 1837-63, ф.В

21255-03

ТН

160000

ТГ-3 (10 кВ)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

ТТ

ТН

210000

ТГ-4 (10 кВ)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1 2 3 4 5

6 7

КТ=0.5

Ктт=8000/5

АТШЛ 20

ВТШЛ 20-1

СТШЛ 20

АЗНОМ-15-63

ВЗНОМ-15-63

СЗНОМ-15-63

КТ=0.5

Ктн=10000:√3/100:√3

1593-62

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 1,1 % ± 5,0 %

Реактивная ± 2,3 % ± 2,5 %

АТШЛ 20-1

ВТШЛ 20-1

СТШЛ 20-1

АЗНОЛ.06

ВЗНОЛ.06

СЗНОЛ.06

КТ= 0.2S

Ктт=10000/5

21255-08

КТ=0.5

Ктн=10500:√3/100:√3

3344-08

КТ=0.2S/0.5

Ксч=1

Активная ± 0,8 % ± 1,7%

Реактивная ± 1,5% ± 1,7%

* - данный канал является информационным

Лист № 14

Всего листов 17

Примечания:

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

ности измерений электроэнергии 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 электроэнергии и мощности посредством ИК при до-

верительной 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

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

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 электроэнергии – 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:

счетчикэлектроэнергии–тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвух

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

УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии 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

Лист № 15

Всего листов 17

таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ

ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени в АИ-

ИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 ± 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 электроэнергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2 приведена в

таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-2

Наименование

Тип

Количество

ТВТ-110

ТПЛ-10

ТПЛ-10 У3

ТПЛ-10-М

ТОЛ-10

ТПОЛ-10

ТЛК10-5,6

ТПОФ

ТНШЛ-0,66

ТПШФА

ТШЛ20

ТШЛ20-1

ЗНОГ-110

НТМИ-10-66 У3

НТМИ-10-66

НОМ-10

ЗНОМ-15-63

ЗНОЛ.06

15 шт.

4 шт.

2 шт.

12 шт.

2 шт.

6 шт.

9 шт.

6 шт.

2 шт.

4 шт.

6 шт.

2 шт.

5 шт.

3 шт.

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока шинные

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы

Трансформаторы напряжения однофазные

Трансформаторы напряжения

Счетчики электроэнергии трехфазные многофунк-

циональные

Альфа А1800

27 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1 шт.

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

ДИЯМ.422231.252.ИЭ

ДИЯМ.422231.252.МП

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу ДЯИМ.422231.252.МП «Система автоматизированная информа-

ционно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Фортум» филиал Челябин-

ская ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному Инновационным фондом «РОСИСПЫТА-

НИЯ» 30.10.2013 г.

Лист № 16

Всего листов 17

Рекомендуемые средства поверки:

- трансформатор напряжения лабораторный измерительный НЛЛ-15, номинальное на-

пряжение первичной обмотки 10 000 В, класс точности 0,1 или 0,2;

- делитель напряжения ДН-220пт, коэффициент деления 1100, пределы допускаемой

относительной основной погрешности при измерении напряжения переменного тока синусои-

дальной формы номинальной частотой 50 Гц ± 0,1 %;

- прибор сравнения КНТ-03, пределы погрешности измерения: по напряжению не более

± (0,001+0,03∙А) %, по углу не более ± (0,1+0,03∙А) мин, где А-значения измеряемой величины.

- трансформатор тока измерительный лабораторный ТТИ-5000.5; номинальные значе-

ния первичного тока: 50 А, 150 А, 600 А, 1000 А, 1500 А, 5000 А; номинальный класс точности

0,05;

- трансформатор тока измерительный лабораторный ТТИ-100; номинальные значения

первичного тока 8000 А, 10000 А; пределы допускаемой токовой погрешности ± 0,01 %;

- частотомер электронно-счетный с диапазоном измерения 0,01 Гц — 12 МГц, с преде-

лом абсолютной погрешности измерения не более 0,01 Гц;

- измеритель нелинейных искажений с диапазоном измерения 0…10 % с пределом аб-

солютной погрешности измерения не более 0,1 %

- нагрузочные устройства (магазины проводимости или магазины сопротивления),

обеспечивающие нагрузку поверяемого трансформатора в пределах от 25 до 100 % его номи-

нальной мощности, с пределом допускаемой основной погрешности активной и реактивной со-

ставляющих мощности не более ± 4 %;

- установка для поверки счетчиков электрической энергии МТЕ-S-10.05 с компарато-

ром К2006; класс точности 0,01;

- установка для поверки счетчиков электрической энергии МК6801;

- калибратор переменного тока Ресурс-К2; диапазон измерений активной, реактивной и

полной мощности по трем фазам 0,01·I

ном

·U

ном

до 4,5·I

ном

·U

ном

; пределы допускаемой относи-

тельной погрешности измерений активной мощности ±(0,15+0,03·(|Р

/Р-1|)), где Р

= I

ном

·U

ном

при |φ|=60

; пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной мощно-

сти ±(0,15+0,03·(|Q

/Q-1|)), где Q

= I

ном

·U

ном

при |φ|=60

; пределы допускаемой относительной

погрешности измерений полной мощности ±(0,15+0,03·(|S

/S-1|)), где S

= I

ном

·U

ном

при |φ|=60

;

- универсальная пробойная установка УПУ-10;

- устройство синхронизации времени УСП-2, пределы допускаемой абсолютной по-

грешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного вре-

мени UTC при синхронизации времени от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS ± 10 мкс;

- секундомер механический СОПпр; класс точности 2;

- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь

для работы со счетчиками электроэнергии и с программным обеспечением для работы с радио-

часами РЧ-011, ПО АльфаЦЕНТР (АС_РЕ/АС_SE/AC_L), один из вариантов пуско-наладочного

ПО AlphaPlus W(AEP)/ AlphaPlus 100/ AlphaPlus W1.8 (MeterCat)/ AlphaPlus 100/Конфигуратор

СЭТ;

– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;

– радиочасы РЧ-011/2.

Сведенияометодиках (методах) измерений

Методика измерений электроэнергии приведена в документе «Методика измерений ко-

личества электроэнергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Челябинская

ТЭЦ-2 и отдельных измерительных комплексов», аттестованном Инновационным фондом

«РОСИСПЫТАНИЯ». Свидетельство об аттестации № 2-11-12/13 от 11.12.2013 г.

Лист № 17

Всего листов 17

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-

формационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Фортум» филиал

Челябинская ТЭЦ-2

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

Осуществление торговли и товарообменных операций.

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

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

Испытательный центр

ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ»

Адрес: 103001, г. Москва, Гранатный пер., д. 4

Телефон/факс: (499) 236-41-71/(499) 230-36-25

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» по проведению испытаний

средств измерений в целях утверждения типа № 30123-10 от 12.02.2010 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«___» _____________ 2014 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
42287-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Сеймская" - АИИС КУЭ ПС "Сеймская"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
82525-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ 220 кВ Афипская - Ильская на ПС 220 кВ Афипская	-	Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва	4 года	Перейти
67658-17	Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего с Ярудейского месторождения к магистральным газопроводам "Медвежье-Надым II" и "Уренгой-Надым I"	Нет данных	ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань	3 года	Перейти
55145-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Прохладная" Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Кабардино-Балкария	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
73538-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 750 кВ Металлургическая	Нет данных	ОАО "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