Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2

Номер в ГРСИ РФ:	40019-08
Производитель / заявитель:	ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль

Скачать

40019-08: Описание типа СИ

Скачать

700.3 КБ

Нет данных о поставщике

Являетесь поставщиком? Разместите свои контакты в этом блоке! Подробнее в разделе Реклама

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 поверка на: www.ktopoverit.ru

Онлайн-сервис метрологических услуг

ЗАКАЗАТЬ ПОВЕРКУ

Для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени. Область применения - коммерческий учет электрической энергии и мощности на подстанциях филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго", в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии(ОРЭ).

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	40019-08
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2
Технические условия на выпуск	технорабочий проект АИИС.411711.2949
Класс СИ	34.01.04
Год регистрации	2008
Страна-производитель	Россия
Центр сертификации СИ
Наименование центра	ГЦИ СИ Пензенского ЦСМ
Адрес центра	440028, г.Пенза, ул.Комсомольская, д.20
Руководитель центра	Катышкин Юрий Григорьевич
Телефон	(88412) 62-02-63
Факс	49-82-63
Информация о сертификате
Срок действия сертификата	. .
Номер сертификата	34499
Тип сертификата (C - серия/E - партия)	Е
Дата протокола	14д2 от 25.12.08 п.55

Производитель / Заявитель

ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль

Россия

150047, ул.Лермонтова, 44в; Почт.адрес: 150054, ул.Тургенева, д.17, оф.602-620. Тел/факс: (4852) 58-11-75, 58-11-73, E-mail: info@rospi.ru

Поверка

Методика поверки / информация о поверке	МП Пензенского ЦСМ
Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Зарегистрировано поверок	27
Найдено поверителей	1
Успешных поверок (СИ пригодно)	27 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно)	0 (0%)
Актуальность информации	03.11.2024

Поверители

Скачать

40019-08: Описание типа СИ

Скачать

700.3 КБ

Описание типа

Назначение Описание Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Нормативные документы Заключение

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ Костромаэнерго-2) предназначена для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.

Область применения - коммерческий учёт электрической энергии и мощности на подстанциях филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Описание

АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 представляет собой трехуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

Функции, реализованные в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- автоматический регламентированный и/или по запросу сбор данных о приращениях электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут), привязанных к единому времени;

- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс (ПАК) администратора торговой системы;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и логическом уровнях (пломбирование, установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;

- ведение единого времени в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

В состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят

- информационно - измерительные комплексы (далее по тексту - ИИК) точек измерений электроэнергии - первый уровень;

- информационно-вычислительный комплекс электроустановок (далее по тексту -ИВКЭ) - второй уровень;

- информационно - вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) - третий уровень;

- система обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ);

- технические средства приема - передачи данных и каналы связи.

Первый уровень - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на подстанциях «Костромаэнерго» по одному из присоединений (точке учета) и включает в себя следующие средства измерений:

- измерительные трансформаторы тока;

- измерительные трансформаторы напряжения;

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

Перечень ИИК приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИИК

Канал измерений		Средство измерений				Наименование измеряемой величины
Номер ИК	Наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, соэффициент трансформант № Госреестра СИ		Фаза	Обозначение; (заводской номер)
1	2	3		4	5	6
1	ПС Октябрьская Ввод ВЛ-110 кВ	ТТ	KnT=0,2S Ктт=50/1 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1; (4934)	Ток первичный, 1\|
				В	ТБМО-110 УХЛ1; (4932)
				С	ТБМО-110 УХЛ1; (4931)
		TH	КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (2301)	Напряжение пер-вичное, U]
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (2229)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (2226)
		Счетчик	KnT=0,2S/l,0 35437-07	Протон-К ЦМ-02; (8954060)		Энергия активная Энергия реактивная Время
2	ПС Нея ВЛ-110 кВ Антропово (Т)	ТТ	KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05	А	ТВ-110; (3898)	Ток первичный, I]
				В	ТВ-110; (3897)
				С	ТВ-110; (3946)
		TH	КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (1931)	Напряжение пер-вичное, Uj
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (1982)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (1954)
		Счетчик	KnT=0,5S/l,0 35437-07	Протон-К ЦМ-05; (7956800)		Энергия активная Энергия реактивная Время
3	ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-1	ТТ	KjiT=0,5S Ктт=300/1 29255-05	А	ТВ-110; (3896)	Ток первичный, I!
				В	ТВ-110; (3950)
				С	ТВ-110; (3945)
		TH	КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (1931)	Напряжение пер-вичное, U]
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (1982)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (1954)
		Счетчик	KnT=0,5S/l,0 35437-07	Протон-К ЦМ-05; (7956807)		Энергия активная Энергия реактивная Время
4	ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-2	ТТ	KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05	А	ТВ-110; (3847)	Ток первичный, Ii
				В	ТВ-110; (3895)
				С	ТВ-НО; (3951)
		TH	КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (1931)	Напряжение первичное, U]
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (1982)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (1954)
		Счетчик	KnT=0,5S/l,0 35437-07	Протон-К ЦМ-05; (7956805)		Энергия активная Энергия реактивная Время

Продолжение Таблицы 1

1	2	3		4	5	6
5	ПС Нея ОВМ-ИОкВ	ТТ	КлТ=0,58 Ктт=300/1 29255-05	А	ТВ-110; (3899)	Ток первичный, Б
				В	ТВ-110; (3939)
				С	ТВ-110; (3952)
		TH	КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (1799)	Напряжение пер-винное, U\|
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (2215)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (2221)
		Счетчик	КлТ=0,58/1,0 35437-07	Протон-К ЦМ-05; (7956803)		Энергия активная Энергия реактивная Время
6	ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-1	ТТ	KnT=0,5S Ктт=500/1 33045-06	А	ТБМО-35; (46)	Ток первичный, Б
				В	ТБМО-35; (45)
				С	ТБМО-35; (48)
		TH	КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06	А	ЗНОЛ-35Ш; (163)	Напряжение пер-винное, U1
				В	ЗНОЛ-35Ш; (168)
				С	ЗНОЛ-35Ш; (166)
		Счетчик	KnT=0,5S/l,0 27524-04	СЭТ-4ТМ.03; (0107081879)		Энергия активная Энергия реактивная Время
7	ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-2	ТТ	КлТ=0,58 Ктт=500/1 33045-06	А	ТБМО-35; (47)	Ток первичный, Б
				В	ТБМО-35; (49)
				С	ТБМО-35; (50)
		TH	КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06	А	ЗНОЛ-35Ш; (165)	Напряжение пер-винное, U\|
				В	ЗНОЛ-35Ш; (167)
				С	ЗНОЛ-35Ш; (160)
		Счетчик	KnT=0,5S/l,0 27524-04	СЭТ-4ТМ.03; (0107081848)		Энергия активная Энергия реактивная Время
8	ПС Гусево ВЛ-110 кВ Манту-рово-Гусево	ТТ	KnT=0,2S Ктт=300/1 23256-02	А	ТБМО-110 УХЛ1; (4688)	Ток первичный, Б
				В	ТБМО-110 УХЛ1; (4689)
				С	ТБМО-110 УХЛ1; (4717)
		TH	КлТ=0,5 Ктн= 110000/100 26452-06	А	НКФ-110; (14704)	Напряжение пер-винное, U\|
				В	НКФ-110; (14867)
				С	НКФ-110; (14830)
		Счетчик	КлТ=0,28/1,0 35437-07	Протон-К ЦМ-02; (8954009)		Энергия активная Энергия реактивная Время
9	ПС Шекшема Ввод 110 кВ	ТТ	КлТ=0,28 Ктт=50/1 23256-02	А	ТБМО-110 УХЛ1; (4935)	Ток первичный, Б
				В	ТБМО-110 УХЛ1; (4906)
				С	ТБМО-110 УХЛ1; (4933)
		TH	КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1; (2193)	Напряжение пер-винное, и.
				В	НАМИ-110 УХЛ1; (2222)
				С	НАМИ-110 УХЛ1; (2285)
		Счетчик	КлТ=0,28/1,0 35437-07	Протон-К ЦМ-02; (8954053)		Энергия активная Энергия реактивная Время

Примечание - В процессе эксплуатации допускается замена ТТ и TH на компоненты утверждённых типов того же или более высокого класса точности, счетчиков электроэнергии на счётчики того же типа того же или более высокого класса точности с внесением необходимых изменений в формуляр без внесения изменений в метрологические характеристики измерительных каналов и без переоформления сертификата об утверждении типа

Второй уровень - ИВКЭ построен на базе устройства сбора и передачи данных типа «Систел-УСПД». В состав ИВКЭ также входят средства обеспечения единого времени (СОЕВ). На уровне ИВКЭ обеспечивается:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- разграничение прав доступа к информации.

Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.

Третий уровень - ИВК обеспечивает:

- автоматизированный сбор, обработку и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- доступ ИАСУ КУ к информации;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.д.);

- разграничение прав доступа к информации.

Третий уровень включает в себя:

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- сервер АИИС КУЭ;

- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ)

- технические средства для организации локальной вычислительной сети.

Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровыми выходами (интерфейс RS-485) Протон-К ЦМ-02, Протон-К ЦМ-05 и СЭТ-4ТМ.03 измеряют энергию, мощность и другие параметры и сохраняют эту информацию в энергонезависимой памяти.

Данные со счётчиков электрической энергии поступают на соответствующие УСПД с установленным Прикладным программным обеспечением УСПД. УСПД осуществляют сбор, накопление и промежуточное хранение данных, проверку их корректности.

Далее информация поступает на сервер хранения и обработки информации с установленным Прикладным программным обеспечением. Сервер осуществляет прием данных с УСПД, архивирование данных в энергонезависимой памяти - на жестком диске, автоматически производя резервное копирование, а также конфигурирование и настройку программной части АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

В качестве стандартного программного обеспечения сервера используются операционная система Linux.

Для защиты АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование компонентов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2, кроссовых и клеммных коробок и шкафов, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства защиты файлов и баз данных).

СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 и выполняет законченную функцию измерений времени. В составе СОЕВ используется модуль GPS, который обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД по системе GPS. Для поддержания точного времени в системе, УСПД выполняет автоматическую коррекцию собственных часов, в счетчиках синхронизация времени осуществляется с временем часов УСПД во время сеанса связи с ним.

Технические характеристики

Основные технические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технические характеристики

№	Наименование характеристики	Значение
1	Число измерительных каналов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2	9
2	Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 1, 9)	50 А
3	Номинальное значение первичного тока (Г) для ИК (№№ 2-5, 8)	300 А
4	Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 6, 7)	500 А
5	Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 1-5, 8, 9)	(99-121) кВ
6	Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 25, 26)	(24,75-30,25) кВ
7	Коэффициент мощности coscp	(0,8-1,0) емк. (0,5-1,0) инд.
8	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,01 4ном	± 1,0%
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,024ном	±( 1,0-1,2) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1, = 0,054ном	± (0,6-0,9) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): It = 0,24ном	± (0,5-0,7) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,04ном	± (0,5-0,7) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном	± (0,5-0,7) %
9	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном	± 1,0%
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,024ном	±( 1,0-1,9) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном	± (0,6-1,3) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,24ном	± (0,5-1,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1\| = 1,04ном	± (0,5-1,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном	± (0,5-1,0) %
10	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном	± 2,0 %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,021ном	±( 1,9-2,7) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 4ном	±( 1,1-1,8) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,24ном	+ (0,9-1,2) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Ii = 1,04ном	±(0,9-1,2) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном	± (0,9-1,2) %
11	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном	± 2,0 %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,024ном	±( 1,9-4,8) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,054ном	± (1,1-3,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,24ном	± (0,9-2,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном	± (0,9-2,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,24ном	± (0,9-2,0) %

12	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,0 Ыном	±2,1 %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,02-1ном	± (2,0-2,8) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 1ном	± (1,2-2,0) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,21ном	±(1,0-1,4) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном	±( 1,0-1,4) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном	±( 1,0-1,4) %
13	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): It = 0,0 Ыном	±2,1 %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,021ном	± (2,0-4,9) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,051ном	± (1,2-3,2) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I] = 0,21ном	± (1,0-2,3) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Ij = 1,01ном	± (1,0-2,3) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,21ном	± (1,0-2,3) %
14	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном	± 1,2%
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,021ном	±( 1,1-1,4) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном	± (0,8-1,1) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,21ном	± (0,7-0,9) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном	± (0,7-0,9) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном	± (0,7-0,9) %
15	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке:
	- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном	± 1,2%
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): 1\| = 0,02-1ном	±( 1,1-2,2) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,051ном	±(0,8-1,7) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,24ном	±(0,7-1,5) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном	±(0,7-1,5) %
	- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 1,21ном	±(0,7-1,5) %
16	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):
	- в точке диапазона первичного тока сети: It = 0,021ном	± 2,2 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном	± 1,5 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном	± 1,4%

17	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):
	- в точке диапазона первичного тока сети: I! = 0,021ном	± 2,0 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,051ном	± 1,3 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном	± 1,2%
	- в точке диапазона первичного тока сети: lj = 1,01ном	± 1,2%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,2-1ном	± 1,2%
18	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):
	- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,021ном	±4,1 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,05 1ном	± 2,5 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,21ном	± 1,9%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 1,01ном	± 1,9%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном	± 1,9%
19	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH классом точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):
	- в точке диапазона первичного тока сети: h = 0,021ном	± 2,7 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном	± 1,7%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,2-1ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,0-1ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном	± 1,4%
20	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,021ном	± 4,2 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: 1, = 0,05Тном	± 2,6 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,21ном	±2,1 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,01ном	±2,1 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном	±2,1 %
21	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,021ном	± 2,8 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,054ном	± 1,8%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 0,21ном	± 1,6 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,01ном	± 1,6%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,21ном	± 1,6%

22	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sinq> = 0,6):
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,021ном	± 2,4 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном	± 1,7%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,21ном	± 1,6%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном	± 1,6%
	- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном	± 1,6%
23	Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2 S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,02-1ном	± 2,0 %
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,01ном	± 1,4%
	- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,21ном	± 1,4%
24	Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10"С: - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК№№ 1, 8, 9: при COS(p= 1 при cos(p=0,5 для ИК №№ 2-7: при coscp=l при coscp=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии: для ИК №№ 6, 7: для остальных ИК: при sinq>=l при sincp=0,5	±0,1 % ± 0,2 % ± 0,3 % ± 0,5 % ±o>sQco ± 0,5 % ± 0,7 %
25	Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %: - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК №№ 1, 8, 9: при coscp= 1 при cos(p=0,5 для ИК №№ 2-7: при COS(p= 1 при cos<p=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии: для ИК №№ 6, 7 для остальных ИК: при sin<p=l при sincp=0,5	±0,1 % ± 0,2 % ± 0,2 % ± 0,4 % 0% ± 0,7 % ± 1,0%

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 2 %:

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК№№ 1, 8,9:

при COS(p=l

при cos(p=0,5

для ИК №№ 2-5:

при COS(p=l

при cos(p=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 1-5, 8, 9:

при sin<p= 1

при sincp=0,5

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 5 %:

- при измерении количества активной электрической энергии для ИК №№ 6, 7:

при COS(p= 1

при cos(p=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 6, 7:

± 0,1 % ±0,1 %

± 0,2 %

± 1,5 %

± 1,5%

± 0,2 %

±0,5-5QCO

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной внешним магнитным полем до 0,5 мТл

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК №№ 1, 8, 9

для ИК №№ 2-7

- при измерении количества реактивной электрической энергии:

для ИК №№ 6, 7 для остальных ИК

± 0,5 % ± 1,0%

±5Qco

± 2,0 %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени и интервалов времени

± 5 с

Условия эксплуатации АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 определяются условиями эксплуатации оборудования, входящего в состав системы.

- напряжение питающей сети переменного тока (198 -242) В

- частота питающей сети (47,5 - 52,5) Гц

- температура (для TH и ТТ) ([-30] - 50) °C

- температура (для счётчиков) (5 - 40) °C

- температура (для УСПД, Сервера АИИС КУЭ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования) (10 - 40) °C

- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков) (0 - 0,5) мТл

Средняя наработка на отказ 35000 ч

Средний срок службы 10 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации в правом верхнем углу.

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят технические средства, программные средства и документация, представленные в таблицах 3, 4 и 5 соответственно.

Таблица 3 - Технические средства

№	Наименование	Обозначение	Кол-во
1	Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	12
2	Трансформатор напряжения	НКФ-110	3
3	Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-35 III	6
4	Трансформатор тока	ТБМО-35	6
5	Трансформатор тока	ТБМО-ИО	9
6	Трансформатор тока	ТВ-110	12
7	Счётчик электрической энергии Протон-К	ЦМ-02-А-2-234	3
8	Счётчик электрической энергии Протон-К	ЦМ-05-А-2-234	4
9	Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ	СЭТ-4ТМ.03.1	2
10	Шкаф учета комплектный в составе: УСПД «Систел», модуль резервного питания, ИБП, АВР, климат-контроль, GSM модем, GPS приемник, коммутатор Ethernet		4
11	Сервер	FSi-VFY PRIMERGY RX 300S3 2xXeon L5320 Quard Core 1.86GHz 2x4Mb/4GB 2HDD SATA 160GB	2
12	Модем GSM	GSM/GPRS модем MOXA OnCell G2150I	6
13	Коммутатор Ethernet		1
14	Устройство синхронизации времени	УСВ1	1
15	АРМ диспетчера		1
16	Источник бесперебойного питания		2

Таблица 4 - Программные средства

№	Наименование	Обозначение	Кол-во
1	Системное программное обеспечение	Linux	1
2	Прикладное программное обеспечение УСПД		4
3	Прикладное программное обеспечение сервера	ПО «Базис»	1
4	Программное обеспечение конфигурирования счетчиков	ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»	1
5	Программное обеспечение конфигурирования счетчиков	ПО «Конфигуратор Протон-К»	1
6	Прикладное программное обеспечение АРМ		6

Таблица 5 - Документация

№	Наименование	Кол-во
1	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект	1
2	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация	1
3	Перечень входных данных АИИС.411711. 2949.В1	1
4	Перечень выходных АИИС.411711. 2949.В2	1
5	Технологическая инструкция АИИС.411711. 2949.И2	1
6	Руководство пользователя АИИС.411711. 2949.ИЗ	1
7	Инструкция по формированию и ведению базы данных ВИТК. 13723208.030-И4	1
8	Инструкция по эксплуатации АИИС.411711.2949.ИЭ	1
9	Формуляр АИИС.411711.2949.ФО	1
10	Паспорт АИИС.411711. 2949.ПС	1

Поверка

Поверка производится в соответствии с документом «АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 19 декабря 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- TH-по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- Протон-К - по методике поверки ИСТА.ООЗ-ОО-ОО-ООМП.

Перечень оборудования, необходимого для поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ»;

- приёмник сигналов точного времени - радиочасы РЧ-011;

- средства поверки в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.216, ГОСТ 8.217, МИ 2845, методика поверки счётчиков СЭТ-4ТМ.03), регламентирующими поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

ГОСТ Р 52320-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация.

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Том 3.Эксплуатационная документация.

Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ

Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Руководство по эксплуатации 72928956.4228.945РЭ

Заключение

Тип АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.

Смотрите также

4002-73

М4240, М4241 Микроамперметры

ПО "Электроприбор", г.Чебоксары

Подробнее

40020-08

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" по границам со смежными субъектами АИИС КУЭ Костромаэнерго-1

ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль

Для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени. Область применения - коммерческий учет электрической энергии и мощности на подстанциях филиала ОАО "МРСК Центра"-"Костромаэнерго" по границам со смежными субъект...

Подробнее

40021-08

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала "Тулэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

Для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. Для использования в составе многоуровневых автоматизированных...

Подробнее

40022-08

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Электросеть" г.Мытищи

ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи

Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "Электросеть" г. Мытищи, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут бы...

Подробнее

40023-08

СЕ 306 Счетчики активной электрической энергии трехфазные

ЗАО "Энергомера", г.Ставрополь

Для измерения активной электрической энергии в трехфазных четырехпроводных цепях переменного тока и организации однотарифного или многотарифного учета (в зависимости от исполнения). Применяются внутри помещений, в местах, имеющих дополнительную защит...

Подробнее