Номер по Госреестру СИ: 51828-12
51828-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Наименование программы |
Идентификационное наименование программного обеспечения (имя файла) |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Converge |
Landis+Gyr Converge 3.5.1 (Converge.msi) |
3.5.001.268 Rev. 64500 |
B1E67B8256DE3F55 46A96054A2062A1E |
MD5 |
ЭнергоМонитор |
Energy Monitor (Web Monitor Setup.msi) |
1.8.0.0 |
1E6CE427DAC589A FE884AB490632BC4B |
MD5 |
Генератор XML- отчетов |
XML Report Generator (XML Service Setup.msi; XML Client Setup.msi) |
- |
9486BC5FC4BC0D3 26752E133D125F13D; 37F58D0D9FB444D 085405EB4A16E7A84 |
MD5 |
ЭМ Администратор |
EM Admin (EM Admin Setup.msi) |
- |
621E4F49FB74E52F 9FFADA2A07323FBD |
MD5 |
Ручной им порт в Converge |
Manual Converge Import (Manual Converge Im-port.msi) |
- |
ACA7D544FAD3B166 916B16BB99359891 |
MD5 |
Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений электрической энергии и мощности отсутствует.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии
ОАО «АК «Транснефть».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттестации № 01.00230/26-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ-
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
-
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по методике поверки МП 51828-12 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 г.
Межповерочный интервал 4 года.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
-
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
-
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Изготовитель
ОАО «Ивэлектроналадка»Юридический адрес: 153002, Россия, г. Иваново, ул. Калинина, 5.
Почт. адрес: 153032, ул. Ташкентская, д.90, г. Иваново.
Тел. (4932) 230-230. Тел./факс (4932) 29-88-22.
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
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее - АИИС КУЭ) реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ);
-
- подготовка результатов измерений в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ), рабочие станции (АРМ).
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов трансформации тока и напряжения.
Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи интернет-провайдеров.
В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ) основного и резервного.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:
-
- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;
-
- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
-
- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485;
-
- пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:
-
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
-
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС КУЭ.
В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-технических средств.
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примеча ние |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
16 | |
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
27 | |
Трансформатор тока Т-0,66 |
12 | |
Трансформатор тока ТПОЛ-10М |
9 | |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 |
9 | |
УСПД Сикон С70 |
3 | |
УСВ ССВ-1Г.02 |
1 | |
Программный комплекс «Converge» |
1 | |
Методика поверки ИЭН 1956РД-12.01.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ИЭ |
1 | |
Формуляр ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ПС |
1 |
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
Wp (Wq ) = 2^ ■ Ктн • Ктт
где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;
А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);
Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (тН); Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (тт).
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Погрешность, % | |||||
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Вид |
Класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра С1 |
Фаза |
Обозначение |
Вид электрической энергии | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ППС Плавск КРУН-10 кВ яч.2 ввод №1 от яч.16 РУ-10 кВ ПС «Тяговая» |
ТТ |
КлТ=0,58 Ктт=600/5 2473-05 |
A |
ТЛМ-10 |
|
З1.а.о = ± 1,5; §2.а.о = ± 1,3; 51.р.о = ± 2,3; §2.р.о = ± 1,9; 51.а.р = ± 1,6; §2.а.р = ± 1,4; З1.р.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТЛМ-10 | ||||||
C |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ=0,28/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
КлТ 0,5S |
A |
ТЛМ-10 |
- активная |
Зка.о = ± 1,5; | |||
ТТ |
Ктт=600/5 |
B |
ТЛМ-10 |
прямая; |
б2.а.о = ± 1,3; | ||
ППС Плавск РП- |
2473-05 |
C |
ТЛМ-10 |
- активная |
51,р.о = ± 2,3; | ||
10 кВ яч.1 ввод |
КлТ=0,5 |
A |
обратная; |
^2.р.о = ± 1,9; | |||
2 |
от яч.6 РУ-10 кВ |
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НАМИТ-10 |
- реактивная |
Зка.р = ± 1,6; |
ПС «Тяговая» |
16687-07 |
C |
прямая; |
^2.а.р = ± 1,4; | |||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,Л §2.р.р = ± 2,4. | |||
КлТ 0,5S |
A |
ТЛМ-10 |
- активная |
Зка.о = ± 1,5; | |||
ТТ |
Ктт=600/5 |
B |
ТЛМ-10 |
прямая; |
§2.а.о = ± 1,3; | ||
ППС Плавск |
2473-05 |
C |
ТЛМ-10 |
- активная |
51.р.о = ± 2,3; | ||
КРУН-10 кВ |
КлТ=0,5 |
A |
обратная; |
§2.р.о = ± 1,9; | |||
3 |
яч.21 ввод №1 от |
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НАМИТ-10 |
- реактивная |
51.а.р = ± 1,6; |
РП-10 кВ Ф-6 |
16687-07 |
C |
прямая; |
§2.а.р = ± 1,4; | |||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,7 §2.р.р = ± 2,4. | |||
КлТ 0,5S |
A |
ТЛМ-10 |
- активная |
Зка.о = ± 1,5; | |||
ТТ |
Ктт=600/5 |
B |
ТЛМ-10 |
прямая; |
^2.а.о = ± 1,3; | ||
ППС Венев ПС |
2473-05 |
C |
ТЛМ-10 |
- активная |
51.р.о = ± 2,3; | ||
«Нефтяная» |
КлТ=0,5 |
A |
обратная; |
^2.р.о = ± 1,9; | |||
4 |
110/10 кВ ЗРУ-10 |
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НАМИТ-10 |
- реактивная |
Зка.р = ± 1,6; |
кВ яч.2 |
16687-07 |
C |
прямая; |
^2.а.р = ± 1,4; | |||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,Л §2.р.р = ± 2,4. | |||
КлТ 0,5S |
A |
ТЛМ-10 |
- активная |
Зка.о = ± 1,5; | |||
ТТ |
Ктт=600/5 |
B |
ТЛМ-10 |
прямая; |
§2.а.о = ± 1,3; | ||
ППС Венев ПС |
2473-05 |
C |
ТЛМ-10 |
- активная |
51.р.о = ± 2,3; | ||
«Нефтяная» |
КлТ=0,5 |
A |
обратная; |
§2.р.о = ± 1,9; | |||
5 |
110/10 кВ ЗРУ-10 |
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НАМИТ-10 |
- реактивная |
51.а.р = ± 1,6; |
кВ яч.13 |
16687-07 |
C |
прямая; |
§2.а.р = ± 1,4; | |||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,7 §2.р.р = ± 2,4. | |||
КлТ 0,5S |
A |
Т-0,66 |
- активная |
51.а.о = ± 1,3; | |||
ТТ |
Ктт=50/5 |
B |
Т-0,66 |
прямая; |
^2.а.о = ± 1,0; | ||
ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ТСН-1 |
22656-07 |
C |
Т-0,66 |
- активная |
51.р.о = ± 2,0; | ||
6 |
ТН |
- |
A B C |
обратная; - реактивная прямая; |
^2.р.о = ± 1,6; Зка.р = ± 1,5; ^2.а.р = ± 1,2; | ||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. | |||
КлТ 0,5S |
A |
Т-0,66 |
- активная |
51.а.о = ± 1,3; | |||
ТТ |
Ктт=50/5 |
B |
Т-0,66 |
прямая; |
§2.а.о = ± 1,0; | ||
ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ТСН-2 |
22656-07 |
C |
Т-0,66 |
- активная |
51.р.о = ± 2,0; | ||
7 |
ТН |
- |
A B C |
- |
обратная; - реактивная прямая; |
^2.р.о = ± 1,6; Зка.р = ± 1,5; §2.а.р = ± 1,2; | |
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
- реактивная обратная |
^1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
8 |
ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.4 СХК №2 отвод №1 |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=100/5 2473-05 |
A |
ТЛМ-10 |
|
Зка.о = ± 1,5; б2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; ^2.р.о = ± 1,9; Зка.р = ± 1,6; ^2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТЛМ-10 | ||||||
C |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
9 |
ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.11 СХК №2 отвод №2 |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=100/5 2473-05 |
A |
ТЛМ-10 |
|
Зка.о = ± 1,5; §2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; §2.р.о = ± 1,9; 51,а.р = ± 1,6; §2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТЛМ-10 | ||||||
C |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
10 |
ППС Венев КРУН-10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.8 СХК №1 отвод №1 |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=100/5 2473-05 |
A |
ТЛМ-10 |
|
Зка.о = ± 1,5; ^2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; ^2.р.о = ± 1,9; Зка.р = ± 1,6; ^2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТЛМ-10 | ||||||
C |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
11 |
Ш1С Венев КРУН-10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.13 СХК №1 отвод №2 |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=100/5 2473-05 |
A |
ТЛМ-10 |
|
Зка.о = ± 1,5; §2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; §2.р.о = ± 1,9; 51,а.р = ± 1,6; §2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТЛМ-10 | ||||||
C |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
12 |
ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.1 ввод №1 6 кВ |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=1500/5 37853-08 |
A |
ТПОЛ-10М |
|
Зка.о = ± 1,5; ^2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; ^2.р.о = ± 1,9; Зка.р = ± 1,6; ^2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТПОЛ-10М | ||||||
C |
ТПОЛ-10М | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
13 |
ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.5 |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=150/5 37853-08 |
A |
ТПОЛ-10М |
|
Зка.о = ± 1,5; §2.а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; §2.р.о = ± 1,9; 51,а.р = ± 1,6; §2.а.р = ± 1,4; Зкр.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТПОЛ-10М | ||||||
C |
ТПОЛ-10М | ||||||
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 |
A B C |
НАМИТ-10 | ||||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
2 |
3 |
4 |
14 |
ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.15 ввод №2 6 кВ |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=150/5 37853-08 |
ТН |
КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 | ||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | ||
15 |
ЛПДС Рязань Щитовое помещение ввод №1 0,4 кВ |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=150/5 22656-07 |
ТН |
- | ||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | ||
16 |
ЛПДС Рязань Щитовое помещение ввод №2 0,4 кВ |
ТТ |
КлТ 0,5S Ктт=150/5 22656-07 |
ТН |
- | ||
Счет чик |
КлТ 0,2S/0,5 36697-08 |
5 |
6 |
7 |
8 |
A |
ТПОЛ-10М |
|
З1.р.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. |
B |
ТПОЛ-10М | ||
C |
ТПОЛ-10М | ||
A B C |
НАМИТ-10 | ||
СЭТ-4ТМ.03М | |||
A |
Т-0,66 |
|
З1.а.о = ± 1,3; §2.а.о = ± 1,0;
З1.а.р = ± 1,5; §2.а.р = ± 1,2; З1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. |
B |
Т-0,66 | ||
C |
Т-0,66 | ||
A B C |
- | ||
СЭТ-4ТМ.03М | |||
A |
Т-0,66 |
|
З1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. |
B |
Т-0,66 | ||
C |
Т-0,66 | ||
A B C |
- | ||
СЭТ-4ТМ.03М |
Примечания:
-
1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
5i,a.o - границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и cosф = 0,8;
З2.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 1ном и cosф = 0,8;
51,р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и simp = 0,6;
З2.р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 1ном и sinф = 0,6;
-
31. а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Хном и cosф = 0,8;
-
32. а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном и cosф = 0,8;
-
31. р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,14^ и sinф = 0,6;
-
32. р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном и sinф = 0,6;
-
2 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
-
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.
Нормальные условия применения:
Рабочие условия применения: |
21 ... 25; 30 ... 80; 84 . 106; 215,6 . 224,4; 49,85 . 50,15; 0,05. |
Средний срок службы |
198 . 242 49 . 51 [-30] . 40 5 . 35 10 . 30 0 . 0,5 3572 ч 12 лет |