Приложение к свидетельству № 57709
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
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.
ВЛ-110 кВ Тюрлема-
Зеленодольская с заходом на ПС
Свияжск
Описание средства измерений
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»
Наименованиеобъектаучета Номер госреестра описания типа АИИС КУЭ и номер
(измерительного канала) измерительного канала
Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета энергии
(мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт"
№ Гос.р. 53689-13 ИК № 11
Лист № 2
Всего листов 12
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,
регистрацияразличныхсобытий,данныеокорректировкахпараметров,данныео
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=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность
(Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-P
2
)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.
Лист № 3
Всего листов 12
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.
3
MD5
CalcLosses.
dll
3
d79874d10fc2b156
a0fdc27e1ca480ac
MD5
Metrology.
dll
3
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
MD5
ParseBin.dl
l
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
MD5
ParseIEC.dl
l
3
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
MD5
наименова
Номер
версии
номер) ПО
сумма
Алгоритм
вычисления
тора ПО
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»
Цифровой
Идентифиидентификатор
Наименование ПО
кационное
(идентифик
ПО(контрольная
цифрового
ние ПО
ационный
исполняемого
идентифика
кода)
12345
Модуль вычисления значений
.dll5d63da949114dae4
энергии и мощности по группам
CalcClients
3
e55712d0b1b21906
MD5
точек учета
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
CalcLeakag
e.dll
b1959ff70be1eb17c
83f7b0f6d4a132f
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, содержащий
функции, используемые при
вычислениях различных значений и
проверке точности вычислений
Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых в
бинарном протоколе
Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых
по протоколам семейства МЭК
Лист № 4
Всего листов 12
ParseModb
us.dll
3
c391d64271acf4055
bb2a4d3fe1f8f48
MD5
ParsePirami
da.dll
3
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
MD5
SynchroNS
I.dll
3
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
MD5
VerifyTime
.dll
3
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
MD5
2
3
4
5
Продолжение таблицы 2
1
Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых
по протоколу Modbus
Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых
по протоколу Пирамида
Модуль формирования расчетных
схем и контроля целостности данных
нормативно-справочной информации
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значений
коррекции времени
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
от +10 до +35
от -40 до +70
Значение
Значения пределов допускаемых
погрешностей приведены
в таблицах 4-5
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 Метрологические и технические характеристики
Параметр
Пределы допускаемых значений относительной
погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической
энергии.
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
0,4
0,5
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой,
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичное номинальное напряжение, кВ
Первичный номинальный ток, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек измерения, шт.
от 25 до 100
0,25
110; 10; 6; 0,4
1; 0,1; 0,6; 0,2; 0,15; 0,3; 0,4; 1,5;
0,05; 0,075
100
5
35
Интервал задания границ тарифных зон, минут30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов,
±
5
секунд
Средний срок службы системы, лет15
Лист № 5
Всего листов 12
№ ИК
1-4, 6
7, 8, 10,
20, 21, 28
9, 23, 29,
31, 33, 35
12-19
22, 24-27,
30, 32, 34
Таблица 4 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной
электрической энергии для рабочих условий эксплуатации,
d
э
%
cosδ
1(2) %I
φI
1(2) %
≤I<I
5%
1 ± 1,9
0,8 ± 3,0
0,5 ± 5,5
1 Не нормируется
0,8 Не нормируется
0,5 Не нормируется
1 Не нормируется
0,8 Не нормируется
0,5 Не нормируется
1 Не нормируется
0,8 Не нормируется
0,5 Не нормируется
1 Не нормируется
0,8 Не нормируется
0,5 Не нормируется
δ
5%I
I
5%
≤I<I
20%
± 1,2
± 1,8
± 3,0
± 1,9
± 3,0
± 5,5
± 1,8
± 2,8
± 5,3
± 2,1
± 3,2
± 5,5
± 1,8
± 2,9
± 5,4
δ
20%I
I
20%
≤I<I
100%
± 1,0
± 1,4
± 2,3
± 1,2
± 1,7
± 3,0
± 1,0
± 1,5
± 2,7
± 1,6
± 2,1
± 3,0
± 1,1
± 1,6
± 2,8
δ
100%I
I
100%
≤I<I
120%
± 1,0
± 1,4
± 2,3
± 1,0
± 1,4
± 2,3
± 0,8
± 1,2
± 1,9
± 1,4
± 1,8
± 2,3
± 0,9
± 1,2
± 2,0
Таблица 5 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной
электрической энергии для рабочих условий эксплуатации,
d
э
%
№ ИКsin φ
δ
1(2) %I
I
1(2) %
≤I<I
5%
± 5,0
δ
5%I
I
5%
≤I<I
20%
± 2,8
δ
20%I
I
20%
≤I<I
100%
± 2,0
δ
100%I
I
100%
≤I<I
120%
± 2,0
1-4, 6
0,6
0,87
± 3,1
± 1,9
± 1,4
± 1,4
7, 8, 10,0,6
20, 21, 28
0,87
9, 23, 29,0,6
31, 33, 35
0,87
12-19 0,6
0,87
22, 24-27,0,6
30, 32, 34 0,87
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
± 4,5
± 2,8
± 4,4
± 2,7
± 5,1
± 3,5
± 4,5
± 2,7
± 2,5
± 1,7
± 2,3
± 1,5
± 2,9
± 2,2
± 2,4
± 1,5
± 2,0
± 1,4
± 1,7
± 1,2
± 2,3
± 2,0
± 1,7
± 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 (
d
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):
÷
ö
ç
ç
+
э
2
æ
KK
e
×
100%
÷
2
è
1000PT
ср
ø
d
d
р
=
±
, где
d
р
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии, в %;
d
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении
электроэнергии, в %;
Лист № 6
Всего листов 12
К–масштабныйкоэффициент,равныйобщемукоэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
K
e
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в
Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- 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:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%, где
D
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
системуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» типографским способом.
Номер ИК
ТТ
ТН
1
ПС
«Тиньговатовск
ая» 110/6 кВ.
Ввод №1 в
ЗРУ-6 кВ,
ячейка №7
2
ПС
«Тиньговатовск
ая» 110/6 кВ.
Ввод №2 в
ЗРУ-6кВ,
ячейка №29
RTU-325L
Комплектность средства измерений
Комплект поставки приведен в таблицах 6 и 7.
Таблица 6 Комплект поставки
Средства измерений
Тип, метрологические характеристики,
зав. №, № Госреестра
Наименование
объекта учета (по
документации
энергообъекта)
счетчикУСПД
1
2
3
ТЛО-10
I1/I2 = 1500/5
кл. т. 0,5S
А № 1032
В № 1043
С № 1121
№ ГР 25433-03
56
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 0108054244
№ ГР 27524-04
ТЛО-10
I1/I2 = 1500/5
кл. т. 0,5S
А № 1118
В № 1024
С № 1027
№ ГР 25433-03
4
ЗНОЛ.06
U1/U2 =
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 17096
В № 19631
С № 17702
№ ГР 3344-04
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
Iном= 5 А
№ 0108051210
№ ГР 27524-04
Лист № 7
Всего листов 12
4
RTU-325
RTU-325
3
Продолжение таблицы 6
123
ТЛО-10
ПСI1/I2 = 1500/5
«Тиньговатовска кл. т. 0,5S
я» 110/6 кВ. А № 1037
Ввод № 3 в В № 1119
ЗРУ-6кВ,С № 12610
ячейка № 8№ ГР 25433-03
56
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 0108055052
№ ГР 27524-04
ТЛО-10
ПСI1/I2 = 1500/5
«Тиньговатовская кл. т. 0,5S
» 110/6 кВ. А № 1022
Ввод № 4 в В № 1110
ЗРУ-6кВ, С № 1028
ячейка № 38№ ГР 25433-03
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 0108056036
№ ГР 27524-04
НПС
А № 1176
В № 1172
С № 12301
ТЛО-10
I1/I2 = 150/5
«Тиньговатово»,
кл. т. 0,5S
6трансформатор
Т-8 «Жил.
посёлок»
№ ГР 25433-03
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 0108069017
№ ГР 27524-04
ВЛ-110 кВ
кл. т. 0,5
А № 25230
С № 45945
4
ЗНОЛ.06
U1/U2 =
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 19680
В № 16571
С № 16921
№ ГР 3344-04
ЗНОЛ.06
U1/U2 =
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 17017
В № 17087
С № 17083
№ ГР 3344-04
ЗНОЛ.06
U1/U2 =
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 19680
В № 16571
С № 16921
№ ГР 3344-04
НТМИ-10
U1/U2 = 10000/100
Кл. т. 0,5
№ 419
№ ГР 831-69
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109311
№ ГР 16666-97
ВЛ-110 кВ
кл. т. 0,5
А № 59117
С № 69829
НТМИ-10
U1/U2 = 10000/100
Кл. т. 0,5
№ 58
№ ГР 831-69
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109317
№ ГР 16666-97
_
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109270
№ ГР 16666-97
А № 15066
В № 15076
ТФЗМ-35
Ядрин 2 (ПС
I1/I2 = 300/5
7«Покров-
Майдан»), (ввод
10 кВ
Т-1)
№ ГР 3690-73
ТПЛ-10
Ядрин 1 (ПС
I1/I2 = 400/5
8«Покров-
Майдан»), (ввод
10 кВ
Т-2)
№ ГР 1276-59
Т-0,66
ВЛ-110 кВI1/I2 = 200/5
Ядрин 1 (ПСкл. т. 0,5
9 «Покров- А № 391440
Майдан») (ввод В № 391441
0,4 кВ ТСН-2)С № 391442
№ ГР 15698-96
ТФНД-110
I1/I2 = 100/5
В
Л-110 кВ
кл. т. 0,5
10Шемурша-
Дрожжаное
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
Iном= 5 А
№ 01109278
№ ГР 16666-97
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 6
123
ВЛ 10 кВ №
Чечкабы –
КТП №1
Т-0,66
кл. т 0,5
В № 106560
Отпайка от
6
I1/I2
.
= 75/5
12
В.Лощи на н.п.
А №
438060
Н. Байдеряково
С № 438064
№ ГР 15698-96
456
_ СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030070
№ ГР 20175-01
ВЛ 10 кВ №6
Чечкабы –
КТП №2
Т-0,66
В № 728479
Отпайка от
I1/I2 = 75/5
кл. т. 0,5
13
В.Лощи на н.п.
А №
728477
Н. Байдеряково
С № 728480
№ ГР 15698-96
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030076
№ ГР 20175-01
ВЛ 10 кВ №
Чечкабы –
КТП №3
Т-0,66
кл. т 0,5
В № 232088
Отпайка от
6
I1/I2
.
= 75/5
14
В.Лощи на н.п.
А №
105117
Н. Байдеряково
С № 106573
№ ГР 15698-96
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 4041144
№ ГР 20175-01
ВЛ 10 кВ №6
Чечкабы –
КТП №4
Т-0,66
В № 149720
Отпайка от
I1/I2 = 100/5
кл. т. 0,5
15
В.Лощи на н.п.
А №
149554
Н. Байдеряково
С № 149636
№ ГР 15698-96
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030079
№ ГР 20175-01
ВЛ 10 кВ №
Чечкабы –
КТП №5
Т-0,66
кл. т 0,5
В № 265013
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 112030139
№ ГР 20175-01
Отпайка от
6
I1/I2
.
= 75/5
16
В.Лощи на н.п.
А №
265014
Н. Байдеряково
С № 265015
№ ГР 15698-96
Т-0,66
Отпайка отI1/I2 = 150/5
ВЛ 10 кВ №12 М. кл. т. 0,5
17 Цильна - Село А № 433678
Убей на н.п. В № 433676
Канаш КТП №3 С № 433677
№ ГР 15698-96
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030129
№ ГР 20175-01
Л 10 кВ №1
Вазан КТП №2
Т-0,66
кл. т. 0,5
б/н
В
Отпайка от
2
I1/I2 = 75/5
18 М. Цильна - Село
Убей на н.п. Кр.
№ ГР 15698-96
_СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030113
№ ГР 20175-01
Лист № 9
Всего листов 12
20
21
RTU-325L
22
ВЛ-110 кВ ПС
Сидельниково
110/6 кВ (Ввод 6
кВ Т1 110/6)
23
ВЛ-110 кВ ПС
Сидельниково
110/6 кВ (ТСН-1
6/0,4, Ввод 0,4
кВ)
24
25
RTU-325
Отпайка от
Вазан КТП №1
кл. т. 0,5
б/н
Продолжение таблицы 6
123
Т-0,66
ВЛ 10 кВ №12 М.
I1/I2 = 75/5
19Цильна - Село
Убей на н.п. Кр.
№ ГР 15698-96
456
_ СЭТ-4ТМ.02
Кл. т. 0,5S/1,0
Iном= 5 А
№ 12030137
№ ГР 20175-01
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
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109211
№ ГР 16666-97
ПС Уржумка
110/35/6 кВ,
Фидер №603 ВЛ-
6 кВ Уржумка -
Черное Озеро
НКФ-110-57У1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3/100
Кл. т. 0,5
А № 19347
В № 19404
С № 19516
№ ГР 14205-94
НАМИ-10-95
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 1683
№ ГР 20186-00
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109323
№ ГР 16666-97
НАМИ-10
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,2
№ 3071
№ ГР 011094-87
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109316
№ ГР 16666-97
_
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109271
№ ГР 16666-97
ВЛ-10 кВ
Сундырь-Дружба
(2 СШ 10кВ,
яч.10, ВЛ 10 кВ
№28 Дружба)
НАМИ-10
U1/U2 = 10000/100
Кл. т. 0,2
№ 1972
№ ГР 011094-87
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109330
№ ГР 16666-97
ВЛ-10 кВ
Сундырь-Сила (2
СШ 10 кВ, яч.12,
ВЛ 10кВ №26
Сила)
ТОЛ-СЭЩ-10-11
I1/I2 = 100/5
кл. т. 0,5
А № 04851-12
С № 04858-12
№ ГР 32139-11
ТЛМ-10
I1/I2 = 300/5
кл. т. 0,5
А № 1045
С № 2595
№ ГР 2473-69
Т-0,66
I1/I2 = 50/5
кл. т. 0,5
А № 702502
В № 702504
С № 702503
№ ГР 15698-96
ТЛК-10
I1/I2 =100/5
кл. т. 0,5
А № 5105
С № 5115
№ ГР 9143-83
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
Iном= 5 А
№ 01109315
№ ГР 16666-97
Лист № 10
Всего листов 12
RTU-325
28
29
30
31
RTU-325
32
RTU-325
Продолжение таблицы 6
123
ТФНД-110М
I1/I2 =150/5
ВЛ-110 кВкл. т. 0,5
Катраси-Еласы 1 А № 10896
26 (ПС Катраси В № 10919
110/35/10 кВ, 1 С № 10932
СШ 110 кВ, яч.3) № ГР 2793-71
4
НКФА-123II УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3/100
Кл. т. 0,2
А № 8098
В № 8096
С № 8355
№ ГР 39263-11
56
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109280
№ ГР 16666-97
ВЛ-110 кВ
Катраси-Еласы 2
27 (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-123II 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
Iном= 5 А
№ 01109234
№ ГР 16666-97
ВЛ-110 кВ
кл. т. 0,5
А № 4511
С № 4530
НТМИ-10
U1/U2 = 10000/100
Кл. т. 0,5
№ 167
№ ГР 831-69
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109333
№ ГР 16666-97
_
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109252
№ ГР 16666-97
ВЛ-110 кВ
кл. т. 0,5
А № 3403
С № 3407
НАМИ-10
U1/U2 = 10000/100
Кл. т. 0,2
№ 513
№ ГР 011094-87
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109312
№ ГР 16666-97
_
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 011109220
№ ГР 16666-97
ТЛМ-10
Катраси-Еласы 1
I1/I2 =600/5
(ПС Россия
110/10 кВ, 1 СШ
10 кВ, яч.15)
№ ГР 2473-69
ВЛ-110 кВТ-0,66
Катраси-Еласы 1 I1/I2 =200/5
(ПС Россия кл. т. 0,5
110/10 кВ, ТСН-1 А № 211001
10/0,23, Ввод 0,23 С № 211002
кВ)№ ГР 17551-06
ТЛМ-10
Катраси-Еласы 2
I1/I2 =600/5
(ПС Россия
110/10 кВ, 2 СШ
10 кВ, яч.14 )
№ ГР 2473-69
ВЛ-110 кВТ-0,66
Катраси-Еласы 2 I1/I2 =200/5
(ПС Россия кл. т. 0,5
110/10, ТСН-2 А № 391438
10/0,23, Ввод 0,23 С № 391439
кВ)№ ГР 17551-06
ТЛК-10
ВЛ-110 кВI1/I2 =1000/5
Катраси-Еласы 1 кл. т. 0,5 А
(ПС Сундырь№ 6419090000013
110/10 кВ, 1 СШ С
10 кВ, яч.15)№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
Iном= 5 А
№ 01109337
№ ГР 16666-97
Лист № 11
Всего листов 12
33
ВЛ-110 кВ
кВ )
кл. т. 0,5
А № 296365
В № 296366
56
EA02RAL-P3B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109302
№ ГР 16666-97
EA02RL-P1B-3
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109319
№ ГР 16666-97
35
ВЛ-110 кВ
кВ )
кл. т. 0,5
А № 296362
В № 296363
Продолжение таблицы 6
1234
Т-0,66 _
Катраси-Еласы 1
I1/I2 =100/5
(ПС Сундырь
110/10 кВ, ТСН-1
10/0,4, Ввод 0,4
С № 296367
№ ГР 17551-06
ТЛК-10НАМИ-10
ВЛ-110 кВI1/I2 =1000/5U1/U2 = 10000/100
Катраси-Еласы 2 кл. т. 0,5 АКл. т. 0,2
34(ПС Сундырь№ 6419090000015 № 1972
110/10 кВ, 2 СШ С№ ГР 011094-87
10 кВ, яч.18)№ 6419090000016
№ ГР 9143-06
Т-0,66_
Катраси-Еласы 2
I
1/
I
2 =100/5
(ПС Сундырь
110/10, ТСН-2
10/0,4, Ввод 0,4
С № 296364
№ ГР 17551-06
EA02RL-P1B-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Iном= 5 А
№ 01109250
№ ГР 16666-97
Таблица 7 Комплект поставки
Наименование
Количество
Программное обеспечение электросчетчиков
Состав программных модулей
определяется заказом потребителя
«Пирамида. 2000 Сервер»
Методика поверки АУВБ.411711.Ч01.МП
Формуляр АУВБ.411711.Ч01.ФО
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляетсяподокументуАУВБ.411711.Ч01.МП«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии АИИСКУЭОАО
«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,
Лист № 12
Всего листов 12
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
соответствии 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 методиках (методах) измерений
Методикаизмеренийприведенавдокументе «Методикаизмеренийколичества
электрическойэнергиисиспользованием системыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая
компания АУВБ.411711.Ч01.МИ.
Нормативныеитехническиедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания»
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».
Рекомендациипообластямприменениявсферегосударственногорегулирования
обеспечения единства измерений
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель ООО «Экситон», г. Нижний Новгород.
Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6
тел.: (831) 465-07-13
факс: (831) 465-07-11
Испытательный центр
ФГУП «ВНИИМС»,
119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Тел. 781-86-03; e-mail:
dept208@vniims.ru
;
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях
утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____» __________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru