Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Чувашская энергосбытовая компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59728-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород |
| 59728-15: Описание типа СИ | Скачать | 137.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59728-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Чувашская энергосбытовая компания" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 020 |
Производитель / Заявитель
ООО "Экситон", г.Нижний Новгород
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 59728-15: Описание типа СИ | Скачать | 137.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой четырехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:
первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объекте контроля трансформаторов тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), в которые входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 и RTU-325L, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ филиала «Чувашэнерго» ОАО «МРСК Волги», включающий в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;
четвёртый уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания». ИВК включает в себя сервер сбора и передачи данных, ПО «Пирамида. 2000 Сервер», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» производит прием данных об измерении тридцати минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии (в виде XML - файла), по договору информационного обмена, от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» по 1-му измерительному каналу, указанному в таблице 1 для передачи их в ОАО «АТС» и смежным субъектам оптового рынка.
Таблица 1 - ИК, входящие в состав АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
|
Наименование объекта учета (измерительного канала) |
Номер госреестра описания типа АИИС КУЭ и номер измерительного канала |
|
ВЛ-110 кВ Тюрлема- Зеленодольская с заходом на ПС Свияжск |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" № Гос.р. 53689-13 ИК № 11 |
АИИС КУЭ 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 измерения и передача данных на верхний уровень происходит 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 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) 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 P на тридцати минутных 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 сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Время Сервера синхронизировано со временем УССВ, сличение ежесекундное. Сервер осуществляет коррекцию времени УСПД и счётчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД RTU-325 (RTU-325L) осуществляется каждые 60 минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД более 1 с. Сличение времени счётчиков электрической энергии со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счётчиков электрической энергии при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Для защиты 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 ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания», трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Организация каналов связи для отправки XML макетов 80020, 80040 и 80050 в ОАО «АТС»: рабочий канал - встроенная сетевая плата в ИКМ пирамида стандарта Ethernet 10/100, резервный канал - GSM /GPRS терминал SIEMENS MC35i. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих со-бирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактив-ной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электро-энергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки из-мерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разря-да измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания», приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»__________________________
|
Наименование ПО |
Идентифи кационное наименова ние ПО |
Номер версии (идентифик ационный номер) ПО |
Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients .dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeakag e.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses. dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology. dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dl l |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dl l |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModb us.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePirami da.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNS I.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime .dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 3 Метрологические и технические характеристики
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 4-5 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220+ 22 50 + 0,4 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от +10 до +35 от -40 до +70 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
от 25 до 100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичное номинальное напряжение, кВ |
110; 10; 6; 0,4 |
|
Первичный номинальный ток, кА |
1; 0,1; 0,6; 0,2; 0,15; 0,3; 0,4; 1,5; 0,05; 0,075 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек измерения, шт. |
35 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд |
+5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 4 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э %
|
№ ИК |
cos ф |
3 1(2) %I I1(2) %<I<I5% |
3 5%I I5%<I<I20% |
3 20%I I20%<I<I100% |
3 100%I I100%<I<I120% |
|
1-4, 6 |
1 |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 |
|
0,8 |
± 3,0 |
± 1,8 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
0,5 |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 |
± 2,3 | |
|
7, 8, 10, 20, 21, 28 |
1 |
Не нормируется |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 1,0 |
|
0,8 |
Не нормируется |
± 3,0 |
± 1,7 |
± 1,4 | |
|
0,5 |
Не нормируется |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 | |
|
9, 23, 29, 31, 33, 35 |
1 |
Не нормируется |
± 1,8 |
± 1,0 |
± 0,8 |
|
0,8 |
Не нормируется |
± 2,8 |
± 1,5 |
± 1,2 | |
|
0,5 |
Не нормируется |
± 5,3 |
± 2,7 |
± 1,9 | |
|
12-19 |
1 |
Не нормируется |
± 2,1 |
± 1,6 |
± 1,4 |
|
0,8 |
Не нормируется |
± 3,2 |
± 2,1 |
± 1,8 | |
|
0,5 |
Не нормируется |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 | |
|
22, 24-27, 30, 32, 34 |
1 |
Не нормируется |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 0,9 |
|
0,8 |
Не нормируется |
± 2,9 |
± 1,6 |
± 1,2 | |
|
0,5 |
Не нормируется |
± 5,4 |
± 2,8 |
± 2,0 |
Таблица 5 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э %
|
№ ИК |
sin ф |
3 1(2) %I I1(2) %<I<I5% |
3 5%I 15%, I 12,:,'% |
3 20%I I20%<I<I100% |
3 100%I I100%<I<I120% |
|
1-4, 6 |
0,6 |
± 5,0 |
± 2,8 |
± 2,0 |
± 2,0 |
|
0,87 |
± 3,1 |
± 1,9 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
7, 8, 10, 20, 21, 28 |
0,6 |
Не нормируется |
± 4,5 |
± 2,5 |
± 2,0 |
|
0,87 |
Не нормируется |
± 2,8 |
± 1,7 |
± 1,4 | |
|
9, 23, 29, 31, 33, 35 |
0,6 |
Не нормируется |
± 4,4 |
± 2,3 |
± 1,7 |
|
0,87 |
Не нормируется |
± 2,7 |
± 1,5 |
± 1,2 | |
|
12-19 |
0,6 |
Не нормируется |
± 5,1 |
± 2,9 |
± 2,3 |
|
0,87 |
Не нормируется |
± 3,5 |
± 2,2 |
± 2,0 | |
|
22, 24-27, 30, 32, 34 |
0,6 |
Не нормируется |
± 4,5 |
± 2,4 |
± 1,7 |
|
0,87 |
Не нормируется |
± 2,7 |
± 1,5 |
± 1,3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 р), рассчитываются по
следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
KKe -100%
, 1000PT I ср
, где
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
5 э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении
электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - 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 измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
5 =——--100%, где
р ■ корр ■ 3600Тр
—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблицах 6 и 7. Таблица 6 Комплект поставки
|
Номер ИК |
Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) |
Средства измерений | |||
|
Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра | |||||
|
ТТ |
ТН |
счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС «Тиньговатовск ая» 110/6 кВ. Ввод №1 в ЗРУ-6 кВ, ячейка №7 |
ТЛО-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5S А № 1032 В № 1043 С № 1121 № ГР 25433-03 |
ЗНОЛ.06 U1/U2 = 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 17096 В № 19631 С № 17702 № ГР 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 0108054244 № ГР 27524-04 |
RTU-325L |
|
2 |
ПС «Т иньговатовск ая» 110/6 кВ. Ввод №2 в ЗРУ-6кВ, ячейка №29 |
ТЛО-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5 S А № 1118 В № 1024 С № 1027 № ГР 25433-03 |
ЗНОЛ.06 U1/U2 = 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 16985 В № 16990 С № 17822 № ГР 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 0108051210 № ГР 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ПС «Т иньговатовска я» 110/6 кВ. Ввод № 3 в ЗРУ-6кВ, ячейка № 8 |
ТЛО-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5S А № 1037 В № 1119 С № 12610 № ГР 25433-03 |
ЗНОЛ.06 U1/U2 = 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 19680 В № 16571 С № 16921 № ГР 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 0108055052 № ГР 27524-04 | |
|
4 |
ПС «Т иньговатовская » 110/6 кВ. Ввод № 4 в ЗРУ-6кВ, ячейка № 38 |
ТЛО-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5S А № 1022 В № 1110 С № 1028 № ГР 25433-03 |
ЗНОЛ.06 U1/U2 = 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 17017 В № 17087 С № 17083 № ГР 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 0108056036 № ГР 27524-04 | |
|
6 |
НПС «Т иньговатово», трансформатор Т-8 «Жил. посёлок» |
ТЛО-10 I1/I2 = 150/5 кл. т. 0,5 S А № 1176 В № 1172 С № 12301 № ГР 25433-03 |
ЗНОЛ.06 U1/U2 = 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 19680 В № 16571 С № 16921 № ГР 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 0108069017 № ГР 27524-04 | |
|
7 |
ВЛ-110 кВ Ядрин 2 (ПС «Покров-Майдан»), (ввод 10 кВ Т-1) |
ТФЗМ-35 I1/I2 = 300/5 кл. т. 0,5 А № 25230 С № 45945 № ГР 3690-73 |
НТМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,5 № 419 № ГР 831-69 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109311 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
8 |
ВЛ-110 кВ Ядрин 1 (ПС «Покров-Майдан»), (ввод 10 кВ Т-2) |
ТПЛ-10 I1/I2 = 400/5 кл. т. 0,5 А № 59117 С № 69829 № ГР 1276-59 |
НТМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,5 № 58 № ГР 831-69 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109317 № ГР 16666-97 | |
|
9 |
ВЛ-110 кВ Ядрин 1 (ПС «Покров-Майдан») (ввод 0,4 кВ ТСН-2) |
Т-0,66 I1/I2 = 200/5 кл. т. 0,5 А № 391440 В № 391441 С № 391442 № ГР 15698-96 |
_ |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109270 № ГР 16666-97 | |
|
10 |
ВЛ-110 кВ Шемурша-Дрожжаное |
ТФНД-110 I1/I2 = 100/5 кл. т. 0,5 А № 15066 В № 15076 С № 15023 № ГР 2793-71 |
НКФ-110-57У1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3/100 Кл. т. 0,5 А № 5102 В № 5195 С № 5297 № ГР 14205-94 |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109278 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
Продолжение таблицы 6 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №6 Чечкабы -В.Лощи на н.п. Н. Байдеряково КТП №1 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 А № 438060 В № 106560 С № 438064 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 12030070 № ГР 20175-01 | |
|
13 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №6 Чечкабы -В.Лощи на н.п. Н. Байдеряково КТП №2 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 А № 728477 В № 728479 С № 728480 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 12030076 № ГР 20175-01 | |
|
14 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №6 Чечкабы -В.Лощи на н.п. Н. Байдеряково КТП №3 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 А № 105117 В № 232088 С № 106573 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 4041144 № ГР 20175-01 | |
|
15 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №6 Чечкабы -В.Лощи на н.п. Н. Байдеряково КТП №4 |
Т-0,66 I1/I2 = 100/5 кл. т. 0,5 А № 149554 В № 149720 С № 149636 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 12030079 № ГР 20175-01 | |
|
16 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №6 Чечкабы -В.Лощи на н.п. Н. Байдеряково КТП №5 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 А № 265014 В № 265013 С № 265015 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 112030139 № ГР 20175-01 | |
|
17 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Канаш КТП №3 |
Т-0,66 I1/I2 = 150/5 кл. т. 0,5 А № 433678 В № 433676 С № 433677 № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 12030129 № ГР 20175-01 | |
|
18 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Кр. Вазан КТП №2 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 б/н № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Ihom= 5 А № 12030113 № ГР 20175-01 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Кр. Вазан КТП №1 |
Т-0,66 I1/I2 = 75/5 кл. т. 0,5 б/н № ГР 15698-96 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 1ном= 5 А № 12030137 № ГР 20175-01 | |
|
20 |
ВЛ-110 кВ Уржумка-Кокшайск ( ПС Кошкайск 110/10, 1СШ 110кВ) |
ТФЗМ-110Б I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 22328 В № 62879 С № 22345 № ГР 2793-88 |
НКФ-110-57У1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3/100 Кл. т. 0,5 А № 19347 В № 19404 С № 19516 № ГР 14205-94 |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109211 № ГР 16666-97 | |
|
21 |
ПС Уржумка 110/35/6 кВ, Фидер №603 ВЛ6 кВ Уржумка -Черное Озеро |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 I1/I2 = 100/5 кл. т. 0,5 А № 04851-12 С № 04858-12 № ГР 32139-11 |
НАМИ-10-95 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 1683 № ГР 20186-00 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109323 № ГР 16666-97 |
RTU-325L |
|
22 |
ВЛ-110 кВ ПС Сидельниково 110/6 кВ (Ввод 6 кВ Т1 110/6) |
ТЛМ-10 I1/I2 = 300/5 кл. т. 0,5 А № 1045 С № 2595 № ГР 2473-69 |
НАМИ-10 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,2 № 3071 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109316 № ГР 16666-97 | |
|
23 |
ВЛ-110 кВ ПС Сидельниково 110/6 кВ (ТСН-1 6/0,4, Ввод 0,4 кВ) |
Т-0,66 I1/I2 = 50/5 кл. т. 0,5 А № 702502 В № 702504 С № 702503 № ГР 15698-96 |
_ |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109271 № ГР 16666-97 | |
|
24 |
ВЛ-10 кВ Сундырь-Дружба (2 СШ 10кВ, яч.10, ВЛ 10 кВ №28 Дружба) |
ТЛК-10 I1/I2 =100/5 кл. т. 0,5 А № 5105 С № 5115 № ГР 9143-83 |
НАМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,2 № 1972 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109330 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
25 |
ВЛ-10 кВ Сундырь-Сила (2 СШ 10 кВ, яч.12, ВЛ 10кВ №26 Сила) |
ТЛК-10 I1/I2 =100/5 кл. т. 0,5 А № 5111 С № 5082 № ГР 9143-83 |
НАМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т 0,2 № 1972 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109315 № ГР 16666-97 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 1 (ПС Катраси 110/35/10 кВ, 1 СШ 110 кВ, яч.3) |
ТФНД-110М I1/I2 =150/5 кл. т. 0,5 А № 10896 В № 10919 С № 10932 № ГР 2793-71 |
НКФА-123П УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3/100 Кл. т. 0,2 А № 8098 В № 8096 С № 8355 № ГР 39263-11 |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109280 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
27 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 2 (ПС Катраси 110/35/10 кВ, 2 СШ 110 кВ, яч.4) |
ТФНД-110М I1/I2 =150/5 кл. т. 0,5 А № 2453 В № 2684 С № 2288 № ГР 2793-71 |
НКФА-123П УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3/100 Кл. т. 0,2 А № 8552 В № 8551 С № 8547 № ГР 39263-11 |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109234 № ГР 16666-97 | |
|
28 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 1 (ПС Россия 110/10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.15) |
ТЛМ-10 I1/I2 =600/5 кл. т. 0,5 А № 4511 С № 4530 № ГР 2473-69 |
НТМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,5 № 167 № ГР 831-69 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109333 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
29 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 1 (ПС Россия 110/10 кВ, ТСН-1 10/0,23, Ввод 0,23 кВ) |
Т-0,66 I1/I2 =200/5 кл. т. 0,5 А № 211001 С № 211002 № ГР 17551-06 |
_ |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109252 № ГР 16666-97 | |
|
30 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 2 (ПС Россия 110/10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.14 ) |
ТЛМ-10 I1/I2 =600/5 кл. т. 0,5 А № 3403 С № 3407 № ГР 2473-69 |
НАМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,2 № 513 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109312 № ГР 16666-97 | |
|
31 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 2 (ПС Россия 110/10, ТСН-2 10/0,23, Ввод 0,23 кВ) |
Т-0,66 I1/I2 =200/5 кл. т. 0,5 А № 391438 С № 391439 № ГР 17551-06 |
_ |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 011109220 № ГР 16666-97 | |
|
32 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 1 (ПС Сундырь 110/10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.15) |
ТЛК-10 I1/I2 =1000/5 кл. т. 0,5 А № 6419090000013 С №6419090000014 № ГР 9143-06 |
НАМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,2 № 1963 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109337 № ГР 16666-97 |
RTU-325 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
33 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 1 (ПС Сундырь 110/10 кВ, ТСН-1 10/0,4, Ввод 0,4 кВ ) |
Т-0,66 I1/I2 =100/5 кл. т. 0,5 А № 296365 В № 296366 С № 296367 № ГР 17551-06 |
_ |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109302 № ГР 16666-97 | |
|
34 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 2 (ПС Сундырь 110/10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18) |
ТЛК-10 I1/I2 =1000/5 кл. т. 0,5 А № 6419090000015 С № 6419090000016 № ГР 9143-06 |
НАМИ-10 U1/U2 = 10000/100 Кл. т. 0,2 № 1972 № ГР 011094-87 |
EA02RL-P1B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109319 № ГР 16666-97 | |
|
35 |
ВЛ-110 кВ Катраси-Еласы 2 (ПС Сундырь 110/10, ТСН-2 10/0,4, Ввод 0,4 кВ ) |
Т-0,66 I1/I2 =100/5 кл. т. 0,5 А № 296362 В № 296363 С № 296364 № ГР 17551-06 |
_ |
EA02RL-P1B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А № 01109250 № ГР 16666-97 |
Таблица 7 Комплект поставки
|
Наименование |
Количество |
|
Программное обеспечение электросчетчиков |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
«Пирамида. 2000 Сервер» |
1 шт. |
|
Методика поверки АУВБ.411711.Ч01.МП |
1 шт. |
|
Формуляр АУВБ.411711.Ч01.ФО |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу АУВБ.411711.Ч01.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания». Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.087РЭ1. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 08.01.2004 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» в сентябре 2007 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных «RTU-325» и «RTU-325L» в
с оответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-327L. Методика поверки.» ДЯИМ.466453.005.МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01,
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания АУВБ.411711.Ч01.МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
