Untitled document

Приложение к свидетельству № 60588

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской

железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала

ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для

измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи по-

лученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень – измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), изме-

рительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), счетчики активной и реактив-

ной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных.

Второй уровень – измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра

энергоучета, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту –

УСПД) RTU-327, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их

на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту – ПО)

«АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются следующие задачи:

– коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала

времени;

– измерение средней мощности на заданных интервалах времени;

– мониторинг нагрузок заданных объектов.

Третий уровень – измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных

АИИС КУЭ (далее по тексту – ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серве-

ров сбора данных – основного и резервного, сервера управления), ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»,

включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы

передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-

ной дискретностью учета (30 мин);

– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о со-

стоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)

и от несанкционированного доступа;

– передача результатов измерений в заинтересованные организации; обеспечение за-

щиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа

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

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Лист № 2

Всего листов 12

Принцип действия.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают

на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках электроэнергии мгновенные

значения силы электрического тока и напряжения преобразуются в цифровой код, с использо-

ванием которого в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации,

которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по сред-

ним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-

чение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой код с выходов счетчиков электроэнергии при помощи технических средств

приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета,

где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты

трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на

ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхрони-

зации шкалы времени с национальной шкалой координированного времени в состав ИВК вхо-

дит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство

синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера,

при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизи-

руются при каждом сеансе связи УСПД – сервер ИВК, коррекция проводится при расхожде-

нии часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируют-

ся от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится

при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 1 с.

Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по

оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. По-

правка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной состав-

ляющей – ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Программное обеспечение

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающее

в себя модуль «Энергия-Альфа 2». С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи ав-

томатического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации

Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя

модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE», «АльфаЦЕНТР Коммуника-

тор». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета

расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних

мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Идентификационныеданныеметрологическизначимойчастипрограммного

обеспечения приведены в таблицах 1-4.

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АРМ»

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

4

a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7189d

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР АРМ

Лист № 3

Всего листов 12

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Таблица 2 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE»

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

9

bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Таблица 3 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР Коммуникатор»

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

3

3ef7fb23cf160f566021bf19264ca8d6

Trial версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР Коммуникатор

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Таблица 4 – Идентификационные данные ПО ПК «Энергия-Альфа 2»

Идентификационное наименование ПО

ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные, если имеются

ПК «Энергия-Альфа 2»

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указан-

ные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 5.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 6, 7.

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01

КТ 1/2

№ 36354-07

НАМИ-35УХЛ1

Ктн=35000/100

№ 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5

№ 16666-97

Таблица 5 – Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

№Наименование

ИК объекта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ,

характеристики, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ

ТТТНСчетчикУСПД

12

4

5

6

ТП Безенчук

1Ввод 0,4 кВ

ТП 103

ТП Безенчук

2Ф 1 Купино-1

35 кВ

3

ТТИ-А

Ктт=50/5

КТ 0,5

№ 28139-07

SТSM 38

Ктт=200/1

КТ 0,5

№ 37491-08

УСПД

RTU-327

№ 41907-09

в реестре

СИ

Лист № 4

Всего листов 12

3

ТП Безенчук

Ф 2 Купино-2

35 кВ

НАМИ-35УХЛ1

Ктн=35000/100

№ 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5

№ 16666-97

4

ТП Безенчук

Ф 1 Западная

35 кВ

НАМИ-35УХЛ1

Ктн=35000/100

№ 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5

№ 16666-97

5

ТП Безенчук

Ф 2 Западная

35 кВ

НАМИ-35УХЛ1

Ктн=35000/100

№ 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5

№ 16666-97

6

ТП Жигули

Ввод 1 0,4 кВ

ЭКЗА

-

ПСЧ-4ТМ.05.04

КТ 0,5S/1

№ 27779-04

7

ТП Жигули

Ввод 2 0,4 кВ

ЭКЗА

-

ПСЧ-4ТМ.05.04

КТ 0,5S/1

№ 27779-04

8

ТП Жихаревка

Фидер 6 с/х

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

9

ТП Рачейка

Фидер 7 с/х

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

10

ТП Кинель

Головная Ввод 1

КРУН 6 кВ

EA05RАL-P3B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

11

ТП Кинель

Головная Ввод 2

КРУН 6 кВ

EA05RАL-P3B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

12

ТП Кинель

Головная

Ф 1 «ЗАО ССК»

13

ТП Кинель

Головная

Ф 2 «ЗАО ССК»

14

ТП Кинель

Головная

Ф 7 «ЗАО ССК»

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

Продолжение таблицы 5

1

2

4

56

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

3

SТSM 38

Ктт=200/1

КТ 0,5

№ 37491-08

SТSM 38

Ктт=300/1

КТ 0,5

№ 37491-08

SТSM 38

Ктт=150/1

КТ 0,5

№ 37491-08

Т-0,66У3

Ктт=1000/5

КТ 0,5

№ 6891-85

ТНШ-0,66

Ктт=1000/5

КТ 0,5

№ 1007-56

ТЛО-10

Ктт=50/5

КТ 0,2S

№ 25433-03

ТЛО-10

Ктт=100/5

КТ 0,2S

№ 25433-03

ТЛМ-10

Ктт=600/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=600/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛК-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 9143-83

ТПФМ-10

Ктт=400/5

КТ 0,5

№ 814-53

ТПФМ-10

Ктт=75/5

КТ 0,5

№ 814-53

3НОЛ.06-10УЗ

Ктн=10000/100

КТ 0,5

№ 3344-72

3НОЛ.06-10УЗ

Ктн=10000/100

КТ 0,5

№ 3344-72

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 16687-02

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 16687-02

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

Лист № 5

Всего листов 12

15

ТП Кинель

Головная Ф 22

«ЗАО ССК»

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

№ 27524-04

16

ТП Кинель

Головная Ф 30

ЧЛ Ходячева

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

17

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

18

ТП Кинель

Головная Ф 27

ИП Каспаров

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

19

-

ПСЧ-4ТМ.05.04

КТ 0,5S/1

№ 27779-04

20

-

ПСЧ-4ТМ.05.04

КТ 0,5S/1

№ 27779-04

21

ТП Кинель

Головная Фидер

0,4 кВ котельная

-

ПСЧ-4ТМ.05.04

КТ 0,5S/1

№ 27779-04

22

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

23

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

24

-

25

-

26

ТП Кротовка

Фидер КТП

отстой паровозов

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01

КТ 1/2

№ 36354-07

Продолжение таблицы 5

1

2

56

ТП Кинель

Головная Ф 31

ЗАО «Саморим

ПФ»

4

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

НОМ-6

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 159-49

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 16687-02

ТП Кинель

Головная Фидер

0,4 кВ наружное

освещение

ТП Кинель

Головная Фидер

0,4 кВ отцепочный

ремонт

3

ТПЛ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 1276-59

ТПЛ-10

Ктт=200/5

КТ 0,5

№ 1276-59

ТПК-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 8914-82

ТПЛ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 1276-59

ТТИ-30

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 28139-04

Т-0,66У3

Ктт=400/5

КТ 0,5

№ 6891-85

ТТИ-30

Ктт=200/5

КТ 0,5

№ 28139-07

ТЛМ-10-2

Ктт=200/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТПЛ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 1276-59

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

16687-02

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

16687-02

ТП Кинель

Головная

Ф 14 КРУН

ТП-8 6 кВ

ТП Кинель

Головная

Ф 5 КРУН

ТП-8 6 кВ

ТП Кротовка

Фидер

переезд 1175

ТП Кротовка

Фидер КТП

скважина

ПСЧ-3ТМ.05М.01

КТ 1/2

№ 36354-07

ПСЧ-3ТМ.05М.01

КТ 1/2

№ 36354-07

Т-0,66У3

Ктт=150/5

КТ 0,5

№ 6891-85

Лист № 6

Всего листов 12

27

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

28

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

29

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

30

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

31

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

32

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

33

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

34

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1

№ 36697-08

35

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

36

EA05RL-P1B-3

КТ 0,5S/1

№ 16666-97

37

-

СЭТ.4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

№ 27524-04

38

ТП Похвистнево

Фидер 0,4 кВ

шпалоремонт

-

Продолжение таблицы 5

1

56

2

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 12 10 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 16 10 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 44 10 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 62 10 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 19 6 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 23 6 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 45 6 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 49 6 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 2ПЭ 10 кВ

ТП Кинель

Локомотивное

депо

Ф 68 10 кВ

4

НАМИ-10

Ктн=10000/100

КТ 0,2

№ 11094-87

НАМИ-10

Ктн=10000/100

КТ 0,2

№ 11094-87

НАМИ-10-95УХЛ2

Ктн=10000/100

КТ 0,5

№ 20186-00

НАМИ-10-95УХЛ2

Ктн=10000/100

КТ 0,5

№ 20186-00

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 2611-10

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 2611-10

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 2611-10

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

КТ 0,5

№ 2611-10

НАМИ-10

Ктн=10000/100

КТ 0,2

№ 11094-87

НАМИ-10-95УХЛ2

Ктн=10000/100

КТ 0,5

№ 20186-00

ТП Подбельская

КТП МУП

ЖКХ Подбельская

3

ТЛМ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=400/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=1000/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=600/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=600/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=600/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=400/5

КТ 0,5

№ 2473-69

ТЛМ-10

Ктт=100/5

КТ 0,5

№ 2473-69

Т-0,66У3

Ктт=150/5

КТ 0,5

№ 6891-85

Т-0,66У3

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 6891-85

А1805RL-P4GB-

DW-4

КТ 0,5S/1

№ 31857-06

Лист № 7

Всего листов 12

-

ЦЭ6803В

КТ 2

№ 12673-97

-

Продолжение таблицы 5

12

4

ТП Похвистнево

39Фидер 0,4 кВ

ПМС 145

56

А1805RL-P4GB-

DW-4

КТ 0,5S/1

№ 31857-06

ТП Похвистнево

40Фидер 0,4 кВ

котельная

ТП Похвистнево

41Фидер 0,4 кВ

водокачка

3

Т-0,66У3

Ктт=300/5

КТ 0,5

№ 6891-85

Т-0,66У3

Ктт=75/5

КТ 0,5

№ 6891-85

Т-0,66У3

Ктт=50/5

КТ 0,5

№ 6891-85

А1805RL-P4GB-

DW-4

КТ 0,5S/1

№ 31857-06

Номер ИКcosφ

24, 25

(Сч. 1)

Таблица 6 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энер-

гия и средняя мощность)

Границы допускаемой относительной погрешности ИК

при доверительной вероятности 0,95

при измерении активной электрической энергии

в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

d

)

,

%

d

5(10) %

d

20 %

d

100 %

I

5(10) %

£

I

изм

<I

20 %

I

20 %

£

I

изм

<I

100%

I

100 %

£

I

изм

£

I

120%

123 4 5

1, 26 1,0 ±3,4 ±3,1 ±3,0

(ТТ 0,5; 0,8 ±3,9 ±3,4 ±3,3

Сч. 1)

0,5 ±5,5 ±4,3 ±3,8

2-5 1,0 ±1,5 ±1,2 ±1,2

(ТТ 0,5; ТН 0,5; 0,8 ±2,5 ±1,7 ±1,4

Сч. 0,2S)

0,5 ±4,6 ±3,0 ±2,3

6, 7, 19-21 1,0 ±2,3 ±1,7 ±1,6

(ТТ 0,5; 0,8 ±3,3 ±2,2 ±1,9

Сч. 0,5S)

0,5 ±5,7 ±3,3 ±2,6

8, 9 1,0 ±1,7 ±1,6 ±1,6

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; 0,8 ±2,1 ±1,9 ±1,9

Сч. 0,5S)

0,5 ±2,6 ±2,4 ±2,4

10, 11, 16-18, 23, 23, 36 1,0 ±2,3 ±1,8 ±1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; 0,8 ±2,9 ±2,3 ±2,1

Сч. 0,5S)

0,5 ±4,9 ±3,5 ±2,9

12-15, 29-34 1,0 ±2,3 ±1,8 ±1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; 0,8 ±3,4 ±2,3 ±2,1

Сч. 0,5S)

0,5 ±5,8 ±3,5 ±2,9

1,0 ±3,0 ±3,0 ±3,0

0,8 Не норм. ±3,1 ±3,1

0,5 Не норм. ±3,4 ±3,4

27, 281,0±2,3±1,8±1,6

(ТТ 0,5; ТН 0,2;0,8±3,3±2,2±2,0

Сч. 0,5S)

0,5±5,7±3,3±2,7

Лист № 8

Всего листов 12

Продолжение таблицы 6

1 2

35 1,0

(ТТ 0,5; ТН 0,2; 0,8

Сч. 0,5S)

0,5

37 1,0

(ТТ 0,5; 0,8

Сч. 0,2S)

0,5

38, 39, 41 1,0

(ТТ 0,5; 0,8

Сч. 0,5S)

0,5

40 1,0

(ТТ 0,5; 0,8

Сч. 2)

0,5

3

±2,3

±2,9

±4,8

±1,8

±2,9

±5,3

±2,3

±2,8

±4,8

±6,2

Не норм.

4

±1,8

±2,2

±3,3

±1,1

±1,6

±2,8

±1,7

±2,2

±3,3

±6,1

Не норм.

±8,3

5

±1,6

±2,0

±2,7

±0,9

±1,2

±2,0

±1,6

±1,9

±2,7

±6,1

Не норм.

±8,1

Номер ИКcosφ

Таблица 7 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая

энергия и средняя мощность)

Границы допускаемой относительной погрешности ИК

при доверительной вероятности 0,95

при измерении активной электрической энергии

в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

d

)

,

%

d

5(10) %

d

20 %

d

100 %

I

5(10) %

£

I

изм

<I

20 %

I

20 %

£

I

изм

<I

100%

I

100 %

£

I

изм

£

I

120%

123 4 5

1, 26

0,866±6,3±6,0±5,9

(ТТ 0,5;

Сч. 2)

0,6±7,3±6,7±6,5

2-5

0,866±2,9±1,8±1,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 0,5)

0,6±4,6±2,6±2,0

6, 7, 19-21

0,866±4,2±3,6±3,5

(ТТ 0,5;

Сч. 1,0)

0,6±5,7±4,2±3,9

8, 9

0,866±3,5±3,5±3,5

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,6±4,0±3,8±3,8

10, 11, 16-18, 23, 23, 36

0,866±3,8±2,6±2,4

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,6±5,5±3,3±2,8

12-15, 29-34

0,866±4,2±3,7±3,6

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,6±5,8±4,3±4,0

0,866±5,9±5,9±5,9

24, 25

(Сч. 1,0)

0,6Не норм.±6,4±6,4

0,866±4,2±3,7±3,5

27, 28

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 2,0)

0,6±5,7±4,2±3,9

Лист № 9

Всего листов 12

±2,0

±1,8

±2,8

±2,3

Не норм.

2 3

0,866 ±3,8

4

±2,5

5

±2,3

0,6±5,4

±3,1

±2,6

0,866±2,9

0,6±4,7

0,866±3,8

±2,5

±2,3

0,6±5,4

±3,1

±2,6

0,866Не норм.

Продолжение таблицы 7

1

35

(ТТ 0,2; ТН 0,2;

Сч. 1,0)

37

(ТТ 0,5;

Сч. 0,5)

38, 39, 41

(ТТ 0,5;

Сч. 1,0)

40

(ТТ 0,5;

Сч. 2)

0,6Не норм.

Нормальные условия эксплуатации:

– параметры сети:

а) диапазон напряжения (0,98 – 1,02) Uном, где Uном – номинальное значение напря-

жения;

б) диапазон силы тока (1 – 1,2) Iном, где Iном – номинальное значение тока;

в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;

– температура окружающей среды:

а) ТТ: от минус 40 до 50

°

С;

б) счетчиков: от 21 до 25

°

С;

в) ИВК: от 10 до 30

°

С;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

– атмосферное давление от 96 до 104 кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

– параметры сети:

а) диапазон напряжения: (0,9 – 1,1) Uном;

б) диапазон силы тока: (0,01 – 1,2) Iном;

в) частота (50,0 ± 0,5) Гц;

г) коэффициент мощности cos

j

(sin

j

) – от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);

– температура окружающего воздуха:

а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,

б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,

в) для ИВК: от 15 до 40 °С;

– диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;

– магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 8.

Лист № 10

Всего листов 12

ТТИ-А

3

ТПЛ-10

8

НАМИ-10-95УХЛ2

2

ПСЧ-3ТМ.05М.01

4

ПСЧ-4ТМ.05.04

5

EA02RALX-P3B-4

4

EA05RL-P1B-3

7

EA05RАL-P3B-3

2

А1805RL-P4GB-DW-4

3

СЭТ-4ТМ.03.01

14

СЭТ.4ТМ.03

1

35LVS (35HVS)

1

Обозначение (тип)

2

Кол-во шт.

3

SТSM 38

Т-066У3

ТНШ-0,66

ТЛО-10

ТЛМ-10

ТЛК10

ТПФМ-10

12

24

3

4

26

2

4

ТПК-10

ТТИ-30

НАМИ-35УХЛ1

3НОЛ.06-10УЗ

НАМИТ-10-2 УХЛ2

НОМ-6

НАМИ-10

9

2

6

1

3

2

НТМИ-6-66

2

ЦЭ6803В

1

RTU-327

3

Таблица 8 – Комплектность

Наименование

1

Трансформаторы тока измерительные

на номинальное напряжение 0,66 кВ

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока проходные с ли-

той изоляцией

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока измерительные

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения антирезо-

нансные трехфазные

Трансформаторы напряжения