Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ Филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" (2 этап)
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:41656-09
- 21.11.24
- 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.