38493-08: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО "ДАГЭНЕРГО" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО "ДАГЭНЕРГО"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 38493-08
Производитель / заявитель: ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Скачать
38493-08: Описание типа СИ Скачать 528.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО "ДАГЭНЕРГО" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для измерений и коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. Для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности). Область применения: ОАО "ДАГЭНЕРГО" и граничащие с ней по цепям электроснабжения энергосистемы, промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие), сбытовые предприятия и организации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 38493-08
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО "ДАГЭНЕРГО"
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94 и тех.документация ЗАО
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2008
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 32544
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 09д2 от 11.08.08 п.91
Производитель / Заявитель

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

 Россия 

600026, ул.Лакина, 8, а/я 14 Тел/факс (4922) 34-09-40, 33-67-66, 33-79-60, www.sicon.ru, E-mail: st@sicon.ru

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП ВНИИМС
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

38493-08: Описание типа СИ Скачать 528.9 КБ

Описание типа

Назначение

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

Область применения: ОАО «ДАГЭНЕРГО» и граничащие с ней по цепям электроснабжения энергосистемы, промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие), сбытовые предприятия и организации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.

Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

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 сервере сбора данных 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 ОАО «ДАГЭНЕРГО» 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 СЭТ-4ТМ.03 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 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется на 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 АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.

АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-1) на основе GPS приемника, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО».

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 «ДАГЭНЕРГО» соответствуют «Техническим требованиям» ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. 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 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные 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

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, Гц

220± 22

50 ± 1

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

+5...+36

-20...+35

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

25-100

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

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

110; 35; 10; 6

Первичные номинальные токи, кА

1; 0,6; 0,3; 0,15; 0,1

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

5

Количество точек учета, шт.

14

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах в сутки, 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)

5 5%I

L5%<I—Ь()%

5 20%I

I20%<I—1100%

5 100%i I100%<I—1120%

1-14

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=16 °C '

1

±1,7

±0,99

±0,82

0,8 (инд.)

±2,3

±1,4

±1,1

0,5 (инд.)

±3,9

±2,2

±1,6

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=16 °C

0,8 (0,6)

±3,3

±1,9

±1,4

0,5 (0,87)

±2,3

±1,4

±1,1

Примечание:*) В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата 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 - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 29992006. 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 ОАО «ДАГЭНЕРГО».

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 следующей формуле:

на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:

др

2

KKe • 100%

1000PT ср

, где

др     - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней

получасовой мощности и энергии, в процентах;

дэ     -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при

измерении электроэнергии, в процентах;

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

Кe      - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы

раженному 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 по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

д   = ——— • 100%, где

р.корр. 3600Тср

Дt   - 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 титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблице 3, 4 и 5.

Таблица 3.

По-рядковый номер

Точка измерений

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

Код точки измерений

Наименование точки измерений

вид СИ

обозначение, тип, метрологические характеристики

1

2

3

4

1

2

ПС Кизляр-1

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2119

Энергия, мощность, время

1

ВЛ-148 110кВ

ПС «Кизляр-1»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 942352/932983

В № 942327/942316

С № 942341/932230

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

А № 10730

В № 10743

С № 10772

Коэфф. тр. 300/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108073128

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

2

ВЛ-55А 35кВ

ПС «Кизляр-1»

ТН трансформатор напряжения

3НОМ-35

А № 943355

В № 943395

С № 943281

Коэфф. тр. 35000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 912-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФНД-35

А № 20830

С № 17946

Коэфф. тр. 100/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 3689-73

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 1080776109 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

3

ОСВ-110

ПС «Кизляр-1»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 942352/932983

В № 942327/942316

С № 942341/932230

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

А № 360

В № 376 С № 37805

Коэфф. тр. 300/5

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076150

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Акташ»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2120

Энергия, мощность, время

4

ВЛ-149-110кВ ПС «Акташ»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 1058959/43353

В № 1055404/1062273 С № 1059166/46231 Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 44601

В № 46271

С № 46216

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076095

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

5

ОВ-110

ПС «Акташ»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 1058959/43353

В № 1055404/1062273 С № 1059166/46231 Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 43164

В № 43338

С № 43284

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108075025

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Ярык-су»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2122

Энергия, мощность, время

6

ВЛ-128-110кВ «Ярык-су»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 23614

В № 23786

С № 23751

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 22743

В № 43193

С № 43784

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108075912

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

7

ОВ-110кВ ПС«Ярык-су»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 23727

В № 25757

С № 23728

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110 А № 25947

В № 32458 С № 32510

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 24811-03

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076178

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Кочубей»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2123

Энергия, мощность, время

8

ВЛ-141-110кВ

ПС «Кочубей»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 942450/942456

В № 942449/988635

С № 949475/988648

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

А № 1218

В № 2981 С № 29126

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076157

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

9

ШОВ-110

ПС «Кочубей»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 942450/942456

В № 942449/988635

С № 949475/988648

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 922-54

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

А № 29120

В № 29104 С № 29126

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076164

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Джигильта»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2124

Энергия, мощность, время

10

Т-2 110/10 кВ

ПС «Джигильта»

ТН трансформатор напряжения

НАМИ-10 № 2357 Коэфф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 11094-87

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 81203

С № 80072

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток, Г1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108075919 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А;

Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Ирганай-ГПП»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2125

Энергия, мощность, время

11

ВЛ-188-110

ПС «Ирганай-ГПП»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

А № 25741

В № 25714

С № 25742

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТГФ-110У1

ТФЗМ-110Б-1\'

А № 75

В № 76

С № 12165

Коэфф. тр. 1000/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 16635-02

№ Гос. р. 26422-06

Первичный ток, Г1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076143 Кл.т. 0,2S/0,5 Гном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

12

ОСШ-110

ПС «Ирганай-ГПП»

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

А № 25741

В № 25714

С № 25742

Коэфф. тр. 110000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1188-84

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 26747

В № 26740

С № 26471

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-71

Первичный ток, Г1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076116

Кл.т. 0,2S/0,5

Гном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

ПС «Роббинс»

УСПД

контроллер

СИКОН С70 №2126

Энергия, мощность, время

13

Яч. №5 КРУН 10кВ ПС «Роббинс»

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6

№ 2633

Коэфф. тр. 6000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 380-49

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТЛМ-10

А № 1810

С № 4572

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2473-00

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108076171 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

14

Яч. №8 КРУН 10кВ ПС «Роббинс»

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6

№ 2633

Коэфф. тр. 6000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 380-49

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТЛМ-10

А № 85665

С № 91451

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2473-00

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 108073133

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1А;

№ Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

Таблица 4.

Наименование средств измерений

Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО»

Номер в Госреестре средств измерений

Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746:

ТФНД-35; ТФЗМ-110Б-1У1; ТФЗМ-110; ТВЛМ-10; ТГФ-110У1; ТФЗМ-110Б-1У; ТЛМ-10.

Согласно схеме объекта учета

№ 3689-73; № 2793-71; № 2481103; №1856-63; №16635-02;

№26422-06; №2473-00.

Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983:

НАМИ-10; НТМИ-6; НКФ-110 3НОМ-35; НКФ-110-83У1.

Согласно схеме объекта учета

№11094-87; №380-49; 922-54;

№912-54; №1188-84.

СЭТ-4ТМ.03

По количеству точек учета

№ 27524-04

Контроллер СИКОН С70

Семь

№ 28822-05

ИВК«ИКМ-Пирамида» (зав. № 279)

Один

№ 29484-05

Устройство синхронизации времени УСВ-1 (зав. № 870)

Один

№ 28716-05

Таблица 5.

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации.

Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО»

Разветвительная коробка RS-485

14

Интерфейсный модуль RS-485 / RS-422

7

Модуль RS-232 полномодемный

14

Сотовый модем Siemens TC35

19

Программный пакет «Пирамида 2000. АРМ: Корпорация » Версия 10.05/2005

1

Программное обеспечение электросчетчиков «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»

один

Формуляр на систему

Один экземпляр

Методика поверки

Один экземпляр

Руководство по эксплуатации

Один экземпляр

Поверка

Поверка АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО «ДАГЭНЕРГО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2004г.

- Радиочасы МИР РЧ-01.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».

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) ОАО «ДАГЭНЕРГО» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребляемой за установленные интервалы времени объектом, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами КС-20 "Торжок" сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть и...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи, распределения и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи, распределения и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы д...