Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ "Индустриальная"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62547-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Электроконтроль", Москва |
| 62547-15: Описание типа СИ | Скачать | 144.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ПС 110/10 кВ «Индустриальная», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использов
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62547-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ "Индустриальная" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 05 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электроконтроль", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62547-15: Описание типа СИ | Скачать | 144.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ПС 110/10 кВ «Индустриальная», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
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 заданной дискретностью учета (30 мин);
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-й уровень - (ИИК) (40 точкек измерения) содержит в своем составе:
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по
ГОСТ 1983-2001;
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S и 0,5S по
ГОСТ 7746-2001;
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики СЭТ-4ТМ.03М.16 класса точности (КТ) 0,2S/0,5, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в
ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанному в таблице 2 (40 точек измерения).
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержит в своем составе:
• промышленный сервер HP Proliant DL320e Gen8 v2;
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
• устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3 , выполненное на основе
GPS приемника;
• устройство бесперебойного питания сервера (UPS);
• коммуникационное оборудование (GSM-модемы);
• ПО «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной 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, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер. Информация в сервере формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, установленного на уровне ИВК. Устройство синхронизации системного времени УСВ-3 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ± 1 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Индустриальная» используется программное обеспечение -ПО «АльфаЦЕНТР», которое базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР», установленного на уровне ИВК АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО "Альфа ЦЕНТР" |
|
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека метрологических модулей |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
|
Наименование файла |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - высокий.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
- средства управления доступом (пароли).
Технические характеристики
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2.
Таблица 2
|
Состав измерительного канала |
Пределы погрешности ИК в рабочих условиях, ±( %) | ||||||
|
Номер канала |
Наименование присоединения |
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
Вид эл.энергии |
Пределы основной относительной погрешности ИК, ± (%) | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ОРУ-110 ЛЭП 110 кВ "Северная-Индустриальная №1" |
AGU123 1000/1,КТ 0,2S А-Зав№ 11401752 В-Зав№11401757 С-Зав№ 11401755 |
VCU123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 А- Зав №24200397 В- Зав №24200395 С- Зав №24200398 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Зав № 806150940 |
А Р |
0,5 1,3 |
1,2 1,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
2 |
ОРУ-110 ЛЭП 110 кВ "Северная-Индустриаль ная №2" |
AGU123 1000/1,КТ 0,2S А-Зав№ 11401754 В-Зав№11401753 С-Зав№11401756 |
VCU123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 А- Зав №24200399 В- Зав №24200400 С- Зав №24200396 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Зав № 806150954 |
А Р |
0,5 1,3 |
1,2 1,9 |
|
3 |
КРУ-10 кВ яч. 101, СВ |
ТОЛ-10-М-4 4000/5, КТ 0,5S А- Зав № 5167 В- Зав № 5169 С- Зав № 5183 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140187 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
4 |
КРУ-10 кВ яч. 103 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14558 В- Зав № 14711 С- Зав № 14554 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140481 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
5 |
КРУ-10 кВ яч. 104 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14146 В- Зав № 14252 С- Зав № 14360 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142908 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
6 |
КРУ-10 кВ яч. 105 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14134 В- Зав № 14552 С- Зав № 14293 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142765 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
7 |
КРУ-10 кВ яч. 106 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14170 В- Зав № 14167 С- Зав № 14148 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140404 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
8 |
КРУ-10 кВ яч. 107 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14661 В- Зав № 14147 С- Зав № 14574 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140700 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
9 |
КРУ-10 кВ яч. 108 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14572 В- Зав № 14172 С- Зав № 14712 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № № 0811140495 |
А Р |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
10 |
КРУ-10 кВ яч. 109, ТСН-1 |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14678 В- Зав № 14713 С- Зав № 14496 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140672 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
11 |
КРУ-10 кВ яч. 110, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14691 В- Зав № 14666 С- Зав № 14663 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140521 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
12 |
КРУ-10 кВ яч. 111, Ввод 1 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 239 В- Зав № 222 С- Зав № 241 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142866 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
13 |
КРУ-10 кВ яч. 211, Ввод 2 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 245 В- Зав № 240 С- Зав № 251 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142610 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
14 |
КРУ-10 кВ яч. 210, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14671 В- Зав № 14677 С- Зав № 14647 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140351 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
15 |
КРУ-10 кВ яч. 209, ТСН-2 |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14692 В- Зав № 14664 С- Зав № 14690 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140708 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
16 |
КРУ-10 кВ яч. 208 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14657 В- Зав № 14658 С- Зав № 14642 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142828 |
А Р |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
17 |
КРУ-10 кВ яч. 207 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14557 В- Зав № 14553 С- Зав № 14571 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142772 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
18 |
КРУ-10 кВ яч. 206 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14672 В- Зав № 14660 С- Зав №14559 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140489 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
19 |
КРУ-10 кВ яч. 205 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14579 В- Зав № 14643 С- Зав № 14670 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140707 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
20 |
КРУ-10 кВ яч. 204 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14355 В- Зав № 14473 С- Зав № 14570 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810143092 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
21 |
КРУ-10 кВ яч. 203 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14164 В- Зав № 14248 С- Зав № 14414 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142903 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
22 |
КРУ-10 кВ яч. 301, СВ |
ТОЛ-10-М-4 4000/5,КТ 0,5S А- Зав № 5166 В- Зав № 5168 С- Зав № 5184 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140575 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
23 |
КРУ-10 кВ яч. 303 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14135 В- Зав № 14292 С- Зав № 14493 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140376 |
А Р |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
24 |
КРУ-10 кВ яч. 304 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14483 В- Зав № 14298 С- Зав № 14474 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142737 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
25 |
КРУ-10 кВ яч. 305 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14492 В- Зав № 14482 С- Зав № 14329 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142741 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
26 |
КРУ-10 кВ яч. 306 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14295 В- Зав № 14297 С- Зав № 14290 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140201 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
27 |
КРУ-10 кВ яч. 307 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14560 В- Зав № 14573 С- Зав № 14569 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140802 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
28 |
КРУ-10 кВ яч. 308, Ввод 3 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 265 В- Зав № 257 С- Зав № 258 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140482 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
29 |
КРУ-10 кВ яч. 309 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14644 В- Зав № 14566 С- Зав № 14568 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142784 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
30 |
КРУ-10 кВ яч. 310, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14668 В- Зав № 14665 С- Зав № 14695 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140624 |
А Р |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
31 |
КРУ-10 кВ яч. 410, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5,КТ 0,5S А- Зав № 14646 В- Зав № 14662 С- Зав № 14645 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803145353 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
32 |
КРУ-10 кВ яч. 409 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14659 В- Зав № 14680 С- Зав № 14697 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142887 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
33 |
КРУ-10 кВ яч. 408, Ввод 4 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 256 В- Зав № 266 С- Зав № 259 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140460 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
34 |
КРУ-10 кВ яч. 407 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14294 В- Зав № 14669 С- Зав № 14575 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140720 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
35 |
КРУ-10 кВ яч. 406 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14578 В- Зав № 14656 С- Зав № 14171 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140836 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
36 |
КРУ-10 кВ яч. 405 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14361 В- Зав № 14576 С- Зав № 14394 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140553 |
А Р |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 |
|
37 |
КРУ-10 кВ яч. 404 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14296 В- Зав № 14291 С- Зав № 14472 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140524 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
38 |
КРУ-10 кВ яч. 403 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав №14413 В- Зав № 14167 С- Зав № 14494 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А-Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811146609 |
1,1 2,8 |
2,8 3,0 | |
|
39 |
ЩСН 0,4 кВ ЩСН, ввод 1 |
Т-0,66-3 600/5,КТ 0,5S А- Зав № 026615 В- Зав № 026617 С- Зав № 026613 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803150198 |
0,9 2,4 |
2,7 2,8 | |
|
40 |
ЩСН 0,4 кВ ЩСН, ввод 2 |
Т-0,66-3 600/5,КТ 0,5S А- Зав № 026616 В- Зав № 026612 С- Зав № 026614 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803150958 |
0,9 2,4 |
2,7 2,8 |
Примечание к таблице 2
1 А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
2 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
3 Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.
4 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,01 - 1,2) Ihom,
cos9 = 0,8 инд.;допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.от минус 40 до плюс 60°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии - ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,02 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10°С до +30°С. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
№ИК |
Наименование характеристики |
Значение | |
|
1 - 2 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
1000 А 1 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 10 до 1000 А от 0,01 до 1 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) вторичное (Uh2) |
110 кВ 100 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
от 99 до 121 кВ от 90 до 110 В | |
|
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТТ |
30 ВА | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 7,5 до 30 В^А | ||
|
Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТН |
100 ВА | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 25 до 100 ВА | ||
|
3, 22 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
4000 А 5 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 40 до 4000 А от 0,05 до 5 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
10 кВ 100 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
|
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТТ |
10 В А | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
|
Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТН |
30 В А | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
|
12, 13, 28, 33 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
5000 А 5 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 50 до 5000 А от 0,05 до 5 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
10 кВ 100 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
|
12, 13, 28, 33 |
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | |
|
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
|
Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТН |
30 ВА | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
|
10, 11, 14, 15, 30, 31 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
100 А 5 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 1 до 100 А от 0,05 до 5 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) вторичное (Uh2) |
10 кВ 100 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
|
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
|
Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТН |
30 В А | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
|
4 - 9 16 - 21 23 - 27 29, 32, 34 - 38 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
1000 А 5 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 10 до 4000 А от 0,05 до 5 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
10 кВ 100 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) вторичное (Uh2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
|
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТТ |
10 В А | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
|
Допустимое значение tos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТН |
30 В А | ||
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
|
39, 40 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
600 А 5 А |
|
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 6 до 600 А от 0,05 до 5 А | |
|
Номинальное напряжение: |
первичное (UH1) |
380 В | |
|
Диапазон напряжения: |
первичное (UH1) |
от 361 до 399 В | |
|
Коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 до 1,0 | ||
|
Номинальная нагрузка ТТ |
5 ВА | ||
|
39, 40 |
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 1,25 до 5 В'А |
|
Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | |
|
Номинальная нагрузка ТН |
- | |
|
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
- |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении (реактивной) электри-ческой энергии в рабочих условиях представлены в таблицах 4,5.
Таблица 4
|
№ п/п |
Номер ИК |
Диапазон значений cos ф |
Тип наг-руз-ки |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ,± (%) | ||||
|
1< 1раб <2 |
2< 1раб<5 |
5< !раб<20 |
20<!раб<100 |
100< 1ря6<120 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
1, 2 |
0,5 < cos ф< 0,8 |
инд. |
не норм. |
1,9 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
1,2 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | ||
|
0,866 < собф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
1,1 |
0,7 |
0,6 |
0,6 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
1,0 |
0,7 |
0,6 |
0,6 | ||
|
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | ||
|
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | ||
|
cos ф = 1 |
1,0 |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | |||
|
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
1,2 |
0,9 |
0,7 |
0,7 | ||
|
2 |
3-38 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
4,9 |
3,2 |
2,4 |
2,4 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
2,8 |
1,8 |
1,4 |
1,5 | ||
|
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
2,5 |
1,6 |
1,3 |
1,3 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
2,3 |
1,5 |
1,3 |
1,3 | ||
|
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
2,2 |
1,4 |
1,2 |
1,2 | ||
|
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
2,0 |
1,3 |
1,1 |
1,1 | ||
|
cos ф = 1 |
2,1 |
2,0 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |||
|
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
2,8 |
2,0 |
1,5 |
1,5 | ||
|
3 |
39, 40 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
4,8 |
2,9 |
2,0 |
2,0 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
2,7 |
1,7 |
1,2 |
1,2 | ||
|
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
2,4 |
1,5 |
1,1 |
1,1 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
2,2 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | ||
|
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
2,1 |
1,2 |
1,0 |
1,0 | ||
|
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
0,9 | ||
|
cos ф = 1 |
2,0 |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
0,9 | |||
|
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
2,7 |
1,8 |
1,3 |
1,3 | ||
Таблица 5
|
№ п/п |
Номер ИК |
Диапазон значений cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, ± (%) | ||||
|
1< W <2 |
2< W <5 |
5< W <20 |
20< L <100 |
100< L <120 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
1, 2 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
1,9 |
1,3 |
1,2 |
1,2 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
2,2 |
1,5 |
1,3 |
1,4 | ||
|
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
1,7 |
1,5 |
1,5 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
2,3 |
1,9 |
2,0 | ||
|
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | ||
|
2 |
3 -38 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
3,0 |
2,3 |
2,4 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
3,5 |
2,7 |
2,7 | ||
|
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
3,1 |
3,1 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
4,1 |
4,1 | ||
|
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | ||
|
3 |
39, 40 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
2,8 |
2,1 |
2,1 |
|
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
3,3 |
2,4 |
2,4 | ||
|
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
2,7 |
2,7 | ||
|
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
3,6 |
3,6 | ||
|
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | ||
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 1 200 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
Надежность системных решений:
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
• журнал ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование компонента системы |
Гос.реестр |
Количество (шт.) |
|
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5 |
36697-12 |
2 |
|
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 |
36697-12 |
36 |
|
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.09, КТ 0,5S/1,0 |
36697-12 |
2 |
|
Трансформатор тока AGU123, КТ 0,2S |
40087-08 |
6 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10-М-4, КТ 0,5S |
15128-07 |
6 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10-01, КТ 0,5S |
15128-07 |
90 |
|
Трансформатор тока ТЛШ-10-6.1-4, КТ 0,5S |
15128-07 |
12 |
|
Трансформатор тока ТЛ-0,66, КТ 0,5S |
13578-00 |
6 |
|
Трансформатор напряжения VCU123, КТ 0,2 |
37847-08 |
6 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06.4-10, КТ 0,5 |
3344-04 |
12 |
|
Сервер HP Proliant DL320e Gen8 v2 |
1 комплект | |
|
ПО Альфа Центр АС РЕ 40 |
1 комплект | |
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
|
Наименование документации | ||
|
Методика поверки МП-4222-05-7705939064-2015 |
1 | |
|
Формуляр ФО-4222-05-7705939064-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7705939064-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.09.2015 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс.
- средства поверки УСВ-3 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
- средства измерений вторичной нагрузки ТТ, ТН, падения напряжения в линии соединения счетчика с ТН : мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне (15 - 300) В- ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0%. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока в диапазоне (0,05 - 0,25) А, ПГ ± 1,0 %; в диапазоне (0,25 - 7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» -МВИ 4222-05-7705939064-2015.
Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №111/RA.RU 311290/2015 от 25.09.2015г
Нормативные документы
• ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
• ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
• ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
• ГОСТ 31819.22-2012. «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
• ГОСТ 31819.23-2012. «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Смотрите также
