Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" (2 этап). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" (2 этап)

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 09д от 08.10.09 п.97
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36607
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94 и тех.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап) (далее - АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап)) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

Область применения: в Филиале "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья», энергосбытовой компании и граничащих с ним по сетям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.

Описание

АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), представляет собой четырехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков активной и реактивной электроэнергии с цифровым интерфейсом RS-485, измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных, образующих 16 измерительных каналов (далее по тексту -«ИК») системы.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ). В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД), средства связи, средства обеспечения резервного питания.

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОИ Горномарийских ЭС, ЦСОИ Йошкар-Олинских ЭС и ЦСОИ Сернурских ЭС. В состав ИВК входят серверы сбора данных на основе ИВК «ИКМ-Пирамида», устройства синхронизации времени (УСВ), средства связи, средства организации локальной сети, автоматизированные рабочие места (АРМ), источники бесперебойного питания.

Четвертый уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОИ «Мариэнерго». В состав ИВК ЦСОИ входят сервер сбора данных данных на основе ИВК «ИКМ-Пирамида», сервер базы данных, устройство синхронизации времени (УСВ), средства связи, средства организации локальной сети, автоматизированные рабочие места (АРМ), источники бесперебойного питания.

Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3) календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.

В АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики СЭТ-4ТМ.03 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcosq>) и полную мощность (S=U I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на ИВК (сервер), где происходит обработка, хранение и отображение собранной информации. Полный перечень информации, передаваемой на ИВК, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, GSM-сеть связи (основной канал). В качестве резервного канала связи также применяется GSM-сеть связь.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ имеет 4 независимых устройства синхронизации времени на основе GPS-приемника УСВ-1. ИВК верхнего уровня контролирует время в ИВК нижнего уровня. Время всех ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано со временем УСВ-1, синхронизация производится один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Время УСПД синхронизируется с ИВК «ИКМ-Пирамида», синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от расхождения. Сличение времени счетчиков со временем УСПД производится каждый сеанс связи - один раз в 30 минут. Корректировка времени на счетчике осуществляется при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Для защиты информации и метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или к УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД «СИКОН 70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - 3 года.

- ИВК «ИКМ ПИРАМИДА» - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 года.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Филиала "Мариэнер-го" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средства измерений. Устройства связи, модемы различных типов, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Технические характеристики

Основные технические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Параметр

Значение

Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.

Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2.

Параметры питающей сети переменного тока:

Напряжение, В

частота, Г ц

220± 22

50 ± 1

Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °C - трансформаторов тока и напряжения, °C

-10 ...+35

-40...+50

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения

25-100

Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

110;10

Первичные номинальные токи, кА

1; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,05

Номинальное вторичное напряжение, кВ

0,4; 0,1

Номинальный вторичный ток, А

5

Количество точек измерения, шт.

16

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд

±5

Средний срок службы системы, лет

15

Таблица 2 - Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.

№ИК

Состав ИК’

COS ф (sin ф)

8 1(2)%1 Ii(2)%^I<Is%

8 5%1 15%^1<1го%

8 20%1 120%<1—IlOO %

8 ioo%i

11 оо%<1< 1120%

5

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,2S

1

±1,2

±0,73

±0,69

±0,69

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,5

±1,9

±1,4

±1,2

±1,2

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

±2,7

±1,4

±1,2

±1,2

0,5 (0,87)

±2,5

±1,2

±1,0

±1,0

1; 11

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,2S

1

±1,1

±0,72

±0,68

±0,68

0,8

±1,4

±0,96

±0,85

±0,85

0,5

±1,7

±1,4

±1,1

±1,1

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

±2,2

±1,4

±1,0

±1,0

0,5 (0,87)

±1,7

±1,1

±0,89

±0,89

2

ТТ класс точности 0,5

TH класс точности 0,2 Счётчик-класс точности 0,2S

1

не норм

±1,6

±0,91

±0,72

0,8

не норм

±2,3

±1,3

±0,93

0,5

не норм

±3,8

±2,0

±1,4

ТТ класс точности 0,5

TH класс точности 0,2

Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

не норм

±3,2

±1,7

±1,3

0,5 (0,87)

не норм

±2,1

±1,2

±0,96

3; 10

ТТ класс точности 0,5

TH класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,2S

1

не норм

±1,6

±0,99

±0,82

0,8

не норм

±2,4

±1,4

±1,1

0,5

не норм

±3,9

±2,2

±1,6

ТТ класс точности 0,5 S

TH класс точности 0,2 Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

не норм

±3,3

±1,8

±1,4

0,5 (0,87)

не норм

±2,2

±1,3

±1,1

№ИК

Состав ИК’

COS (р (sin (р)

3 1(2)%1 1]('2)%^1<15%

5 5%1

8 20%] 1го%<15:11оо

%

8 1оо%1 1100%<1^ 1120%

4

ТТ класс точности 0,5S

TH отсутствует

Счётчик-класс точности 0,2S

1

±1,6

±0,86

±0,65

±0,65

0,8

±2,3

±1,2

±0,86

±0,86

0,5

±3,8

±1,9

±1,3

±1,3

ТТ класс точности 0,5 S

TH отсутствует Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

±3,2

±1,7

±1,2

±1,2

0,5 (0,87)

±2,1

±1,2

±0,90

±0,90

6-7

ТТ класс точности 0,2

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,2S

1

не норм

±0,91

±0,71

±0,67

0,8

не норм

±1,3

±0,94

±0,82

0,5

не норм

±1,9

±1,3

±1,1

ТТ класс точности 0,2

TH класс точности 0,5

Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

не норм

±1,7

±1,2

±1,0

0,5 (0,87)

не норм

±1,3

±0,94

±0,88

8-9; 12-16

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,2

Счётчик-класс точности 0,2S

1

±1,1

±0,60

±0,55

±0,55

0,8

±1,2

±1,0

±0,65

±0,65

0,5

±1,6

±1,2

±0,82

±0,82

ТТ класс точности 0,2S

TH класс точности 0,2

Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,6)

±2,1

±1,3

±0,85

±0,85

0,5 (0,87)

±1,6

±1,0

±0,76

±0,76

Примечание: В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД, УСВ, ИВК - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап).

Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой

мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по сле

дующей формуле:

на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней по

лучасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах: , где

/ \2

ККе-100% . ЮООРТ^ ,

8р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;

83 -пределы допускаемой относительной погрешности системы из таблицы 2 при измерении электроэнергии, в процентах;

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);

Тер - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

8   =——--100%, где

ркорр- 3600Тср

Д/ - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тер - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблице 3, 4 и 5.

Основные технические компоненты АИИС КУЭ и их характеристики приведены в таблицах 3 и 4. Вспомогательные технические компоненты АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 3

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

1

ВЛ-110кВ

Прудки-Н-Т оръял

ТТ

ТФЗМ-110Б-УХЛ1

А№ 1378 .

В№ 1379

С№ 1380

Коэфф, тр. 400/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 32825-06

Первичный ток, Г

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

TH

НКФ-110-83У1

А №43897

В № 43767

С № 43768

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 111068171 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

2

ПС Кокшайск

МВ-10кВ

ТТ

ТЛМ-10-2УЗ

А № 7806

С № 5926

Коэфф, тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2473-00

Первичный ток, Л

TH

НАМИ-ЮУ 2 №260

Коэфф, тр. 10000/100

Кл.т. 0,2

№Гос. р. 11094-87

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103060118 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

3

ВЛ 110кВ

Уржумка-

Кокшайск

ТТ

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 22328

В № 62879

С № 22345

Коэфф, тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-88

Первичный ток, Ij

TH

НКФ-110-57У1

А№ 19347

В№ 19404

С№ 19516

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 14205-94

Первичное напряжение, U1

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103062108 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВтч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

4

ПС Кокшайск

ТСН №1

ТТ

Т-0,66

А№ 12215

В№ 12217

С№ 12218

Коэфф, тр. 200/5

Кл.т. 0,5S №Гос. р. 15698-96

Первичный ток, Г

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 106068071 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

5

ВЛ НО кВ

Санчурск-Пижма

ТТ

ТГФ-110

А№ 1459

В№ 1457

С№ 1458

Коэфф, тр. 200/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 16635-02

Первичный ток, Г

TH

НКФ-110-53У1

А №50125

В №50145

С №50210

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 14205-94

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103063070

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

6

ПС Табашино СМВ ПО кВ

ТТ

ТРГ-110

А№ 122

В№ 121

С№ 120

Коэфф, тр. 300/5

Кл.т. 0,2

№Гос. р. 26813-04

Первичный ток, Ii

TH

НКФ-110-83У1

А№ 1770

В№ 1824

С№ 1781

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103060030 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

7

ПС Табашино МВ 110кВТ1

ТТ

ТРГ-110

А№ 119

В№ 118

С№ 117

Коэфф, тр. 300/5

Кл.т. 0,2

№ Гос. р. 26813-04

Первичный ток, Г

TH

НКФ-110-83У1

А№ 1823

В№ 1766

С№ 1771

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, U1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103060147 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

8

ВЛ 1 ЮкВ Катраси-Еласы1 с отп. на ПС Виловатово

ТТ

ТРГ-110УХЛ1

А № 906

В № 907

С № 908

Коэфф, тр. 50/5

Кл.т. 0,2S

№Гос. р. 26813-04

Первичный ток, Ii

TH

НАМИ-110УХЛ1

А № 2028

В № 2063

С № 2043

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,2

№Гос. р. 24218-03

Первичное напряжение, U1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108061222 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

9

ВЛ 11 ОкВ Катраси-Еласы2 с отп. на ПС Виловатово

ТТ

ТРГ-110УХЛ1

А № 905

В № 904

С № 903

Коэфф, тр. 50/5

Кл.т. 0,2S

№Гос. р. 26813-04

Первичный ток, Ii

TH

НАМИ-110УХЛ1

А № 2058

В № 2044

С № 2041

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,2

№Гос. р. 24218-03

Первичное напряжение, U1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108062106 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

10

ВЛ ПО кВ

Н.Кинерь-Шиньша

ТТ

ТФНД-110 ТФЗМ-110Б-1У1 А № 3063 В №62917 С № 53576 Коэфф, тр. 300/5 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 2793-71

Первичный ток, Г

TH

НКФ-110-83У1

А №51968

В № 49736

С №51965

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103063180 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

11

ПС Юрино 110/35/10 ВЛ-110кВ

Макарьево-Юрино

ТТ

ТФЗМ-110Б-УХЛ1

А№ 1381

В№ 1382

С№ 1383

Коэфф, тр. 400/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 32825-06

Первичный ток, Г

TH

НКФ-110-57У1

А № 3583

В №3517

С № 3467

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 14205-94

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 104081125 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

12

ПС Мелковка

110/10кВ

ШМ-10кВ Т-1

ТТ

ТОЛ-10-Ш-2УХЛ1

А №68

В №69

С №70

Коэфф, тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 7069-02

Первичный ток, Ii

TH

ЗНОЛ-10-Ш-УХЛ1

А№ 8454

В № 8455

С № 8456

Коэфф, тр. 10000/100

Кл.т. 0,2

№ Гос. р. 33044-06

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 111068223 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт-ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

13

ПС Мелковка 110/10кВ ШМ-10кВ Т-2

ТТ

ТОЛ-10-Ш-2УХЛ1

А №71

В №72

С №73

Коэфф, тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 7069-02

Первичный ток, Т

TH

ЗНОЛ-Ю-Ш-УХЛ1

А№ 8457

В № 8458

С № 8459

Коэфф, тр. 10000/100

Кл.т. 0,2

№ Гос. р. 33044-06

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 111069219 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВтч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

14

ПС Мелковка 110/ЮкВ ВЛ-110кВ Воскресенск-Мелковка

ТТ

ТФЗМ-110Б-УХЛ1

А№ 1395

В№ 1396

С№ 1397

Коэфф, тр. 400/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 32825-06

Первичный ток, Г

TH

НАМИ-110УХЛ1

А № 232

В №281

С № 558

Коэфф, тр. 110000/100

Кл.т. 0,2

№Гос. р. 24218-03

Первичное напряжение, U1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 104080533 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВтч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

15

ПС Кундыш 110/ЮкВ ШМ-ЮкВ Т-1

ТТ

ТОЛ-Ю-Ш-2УХЛ1

А № 49

В №50

С №51

Коэфф, тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 7069-02

Первичный ток, Г

TH

ЗНОЛ-10-Ш-УХЛ1

А№ 7940

В № 7941

С№ 13737

Коэфф, тр. 10000/100

Кл.т. 0,2

№ Гос. р. 33044-06

Первичное напряжение, Ui

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 103062168 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВтч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

№ Номер ИИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра

16

ПС Кундыш 110/ЮкВ ШМ-10кВ Т-2

ТТ

ТОЛ-Ю-Ш-2УХЛ1

А №52

В №53

С №54

Коэфф, тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 7069-02

Первичный ток, I]

TH

ЗНОЛ-10-Ш-УХЛ1

А№ 7942

В № 7943

С № 794

Коэфф, тр. 10000/100

Кл.т. 0,2

№ Гос. р. 33044-06

Первичное напряжение, U]

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 104081110

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном=5А;

R = 5000 имп/(кВт ч) № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq

Таблица 4

Наименование средств измерений

Количество приборов в АИИС КУЭ АИИС КУЭ Филиала "Мари-энерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап)

Номер в Госреестре средств измерений

Измерительные трансформаторы тока

ГОСТ 7746

ТФЗМ-110Б-УХЛ1; ТЛМ-10-2У3;

ТФЗМ-110Б-1У1; Т-0,66;

ТГФ-110; ТРГ-110;

ТРГ-110 УХЛ1; ТФНД-110;

ТОЛ-Ю-Ш-2УХЛ1

Согласно схеме объекта учета

№32825-06; №2473-00;

№2793-88; №15698-96;

№16635-02; №26813-04;

№26813-04; №2793-71;

№7069-02

Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983

НКФ-110-83У1; НАМИ-10У2;

НКФ-110-57У1; НАМИ-110УХЛ1;

ЗНОЛ-Ю-Ш-УХЛ1

Согласно схеме объекта учета

№1188-84; №11094-87;

№14205-94; №24218-03;

№33044-06

Счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

По количеству точек измерений

№ 27524-04

Устройство сбора и передачи данных СИКОН С70

9 шт.

№ 28822-05

ИВК «ИКМ-Пирамида»

4 шт.

№ 29484-05

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

4 шт.

№28716-05

Таблица 5

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации

Необходимое количество для АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап)

Сотовый модем Siemens ТС35

27 шт.

Модемный модуль AnCom ST/U0006C/310

4 шт.

Источник бесперебойного питания (ИБП) АРС Smart-UPS RM 2U SUA2200RMI2U

4 шт.

Источник бесперебойного питания (ИБП) Powerware 3105, 600ВА

9 шт.

АРМ стационарный

4 шт.

АРМ переносной на базе Notebook

1 шт.

Формуляр на систему

1(один) экземпляр

Методика поверки

1 (один) экземпляр

Руководство по эксплуатации

1(один) экземпляр

Программный пакет «Пирамида-2000»

Состав программных модулей определяется заказом потребителя

Программное обеспечение электросчетчиков

Программное обеспечение УСПД СИКОН С70

Поверка

Поверка АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), проводится по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, утвержденной в 2004г.;

- средства поверки устройств сбора и передачи данных СИКОН С70 в соответствии с методикой поверки «Сетевой индустриальный контроллер «СИКОН С70». Методика поверки» ВЛСТ.220.00.000.И1, утвержденной ВНИИМС в 2005г.;

- средства поверки ИВК «ИКМ-ПИРАМИДА» в соответствии с методикой поверки «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-ПИРАМИДА». Методика поверки» ВЛСТ.230.00.000.И1, утвержденной ВНИИМС в 2005г.;

- средства поверки устройств синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с методикой поверки «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки» ВЛСТ 221.00.000 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004г.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (2 этап), утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.

Развернуть полное описание